UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO FACULDADE DE ECONOMIA, ADMINISTRAÇÃO E CONTABILIDADE DEPARTAMENTO DE CONTABILIDADE E ATUÁRIA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CONTROLADORIA E CONTABILIDADE MARIA ELISABETH MOREIRA CARVALHO ANDRADE Desafios na mensuração dos ativos para a formação das tarifas no setor de distribuição de energia elétrica: diagnóstico e propostas de equacionamento São Paulo 2015 Prof. Dr. Marco Antonio Zago Reitor da Universidade de São Paulo Prof. Dr. Adalberto Américo Fischmann Diretor da Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade Prof. Dr. Gerlando Augusto Sampaio Franco de Lima Chefe do Departamento de Contabilidade e Atuária Prof. Dr. Andson Braga de Aguiar Coordenador do Programa de Pós-Graduação em Controladoria e Contabilidade. MARIA ELISABETH MOREIRA CARVALHO ANDRADE Desafios na mensuração dos ativos para a formação das tarifas no setor de distribuição de energia elétrica: diagnóstico e propostas de equacionamento Tese apresentada ao Departamento de Contabilidade e Atuária da Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo, como parte dos requisitos para obtenção do grau de Doutor em Ciências. Área de Concentração: Controladoria e Contabilidade Orientador: Prof. Dr. Eliseu Martins Versão Corrigida (versão original disponível na Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade) São Paulo 2015 Autorizo a reprodução e divulgação total ou parcial deste trabalho, por qualquer meio convencional ou eletrônico, para fins de estudo e pesquisa, desde que citada a fonte. FICHA CATALOGRÁFICA Elaborada pela Seção de Processamento Técnico do SBD/FEA/USP Andrade, Maria Elisabeth Moreira Carvalho Desafios na mensuração dos ativos para a formação das tarifas no setor de distribuição de energia elétrica: diagnóstico e propostas de equacionamento / Maria Elisabeth Moreira Carvalho Andrade. -São Paulo, 2015. 212 p. Tese (Doutorado) – Universidade de São Paulo, 2015. Orientador: Eliseu Martins. 1. Contabilidade 2. Setor elétrico 3. Tarifas 4. Justo valor I. Universidade de São Paulo. Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade. II. Título. CDD – 657 AGRADECIMENTOS A Deus, por guiar meus passos, levando-me a galgar mais um degrau na minha trajetória profissional. Ao meu marido Adilson, presente em todos os momentos. Obrigada pelo apoio irrestrito, carinho e compreensão. Às minhas filhas, Ana Carolina e Juliana, que tão amorosamente entenderam a minha ausência. À minha neta, Ana Laura, que veio ao mundo quando da minha aprovação no doutorado, proporcionando essa jornada menos árdua. À minha mãe Ana Maria, pela vida e educação; aos meus irmãos e a todos os meus familiares, sempre solícitos. Contar com vocês foi muito importante nessa caminhada. Ao meu orientador, Prof. Dr. Eliseu Martins, pela orientação, pela paciência e pela oportunidade de aprendizado acadêmico. É uma honra e privilégio fazer parte do seleto rol de seus orientandos. À Universidade Federal de Uberlândia – UFU, que me concedeu afastamento nos dois últimos anos deste estudo e o apoio financeiro do Programa de Apoio à Qualificação da UFU (QUALI-UFU). Agradeço, ainda, aos colegas docentes e funcionários da FACIC-UFU, pelo suporte e incentivo, em especial, às Professoras Denise e Lísia, pela troca de experiências e angústias durante essa caminhada. Ao Prof. Dr. Dorel Soares Ramos, pelas valiosas contribuições quando da minha qualificação. Agradeço em especial ao Prof. Dr. Francisco Anuatti Neto pela enorme contribuição para o aprimoramento desta tese ao ler e reler este estudo, na fase de qualificação e de defesa e pela atenção dispensada. Ao corpo docente da FEA/USP, pela oportunidade que me foi dada e pelo conhecimento compartilhado. A todos os funcionários da FEA/USP, pela presteza nas informações e auxílio. Aos meus colegas de doutorado, pelo convívio, apoio e aprendizado dentro e fora de sala de aula. Agradeço à Bárbara Voss e à Renata Takamatsu, pela ajuda irrestrita na disciplina de Contabilometria. Minha gratidão especial ao Janilson Suzart, pelo apoio nos momentos de mais incertezas no desenvolvimento deste estudo e pelo auxílio no tratamento estatístico, que o fez de extrema boa vontade e paciência. Por fim, meus agradecimentos a todos que de alguma forma participaram dessa jornada e, mesmo os não citados nominalmente encontram-se em minha eterna lembrança e gratidão. “Quanto mais aumenta nosso conhecimento, mais evidente fica nossa ignorância”. (John F. Kennedy) RESUMO Andrade, M.E.M.C. (2015). Desafios na mensuração dos ativos para a formação das tarifas no setor de distribuição de energia elétrica: diagnóstico e propostas de equacionamento. Tese de Doutorado, Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade, Universidade de São Paulo, São Paulo. Esta tese contribui para fomentar a discussão sobre a necessidade de se explorarem métodos alternativos de avaliação da base de ativos para o cálculo das tarifas públicas. O setor analisado foi o de energia elétrica, sendo as tarifas determinadas pela ANEEL, de acordo com o modelo de regulação adotado, que atualmente se utiliza da abordagem do Valor Novo de Reposição – VNR para mensurar os investimentos realizados pelas concessionárias que impactam diretamente no valor das tarifas aos usuários finais. Por isso, foram investigados os métodos e abordagens de mensuração da base de remuneração dos ativos do setor elétrico que podem conduzir ao justo valor para o equilíbrio entre a modicidade tarifária para o consumidor e o retorno adequado dos investimentos às concessionárias (cabe ressaltar que a expressão ‘justo valor’ foi utilizada para não confundir com o termo contábil ‘valor justo’). Nesse contexto, é primordial garantir a razoabilidade dos serviços em termos de preço e qualidade e, ao mesmo tempo, proporcionar aos monopolistas meios suficientes para a manutenção e operação e, ainda, incentivos para novos investimentos e retorno do capital adequado. Os testes empíricos foram desenvolvidos a partir de dados disponibilizados no site da ANEEL e de informações obtidas nas demonstrações financeiras das distribuidoras de energia elétrica no segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária periódica. Especial ênfase foi dada aos métodos de mensuração Valor Novo de Reposição - VNR e Custo Histórico Corrigido – CHC, sendo este último atualizado pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA e também pelo Índice Geral de Preços – Mercado – IGP-M. Após todas as análises realizadas, pode-se inferir que o método com base no custo histórico corrigido atualizado pelo IPCA pode levar ao justo valor, tanto para o investidor quanto para o consumidor, mesmo que o regulador possua mecanismos de correção como o Fator X, por exemplo, o que normalmente não ocorre quando do uso do VNR. Não foi intenção buscar uma base de avaliação ideal única, muito menos verdades absolutas e, sim, demonstrar os efeitos de cada conceito e critério no tratamento da base de remuneração regulatória dos ativos e sua influência na problemática da determinação da tarifa. Palavras-Chave: Mensuração de Ativos; Setor Elétrico; Tarifas; Concessões; Justo Valor ABSTRACT Andrade, M.E.M.C. (2015). Challenges in the measuring of assets to set tariffs in the electric energy distribution sector: diagnosis and proposed solutions. Doctoral Dissertation, School of Economics, Business Administration and Accounting, University of São Paulo, São Paulo. This dissertation contributes to encourage the discussion about the need to explore alternative methods to assess the asset base for the calculation of public tariffs. The electric energy sector was analyzed. The tariffs are determined by ANEEL, according to the regulatory model adopted, which currently uses the New Replacement Value – NRV to measures the investments made by the providers that directly influence the tariffs for the end users. Therefore, the methods and approaches to measure the basis for calculating remuneration on assets in the electric energy sector were investigated, which can lead to a fair and balanced value between a reasonable tariff for the consumer and an appropriate return on the providers’ investments. (it should be noted that the term 'fair and balanced value' was used not to be confused with the accounting term 'fair value'). In this context, it is fundamental to guarantee the reasonability of the services in terms of price and quality and, at the same time, provide the monopoly holders with sufficient means for maintenance and operation, as well as incentives towards new investments and an appropriate return on capital. The empirical tests were developed based on data available on the ANEEL website and information obtained in the financial statements of the electric energy providers in the second and third periodic tariff review cycles. Special emphasis was put on the measuring methods New Replacement Value – NRV and Corrected Historical Cost – CHC, the latter updated by the National Extended Consumer Price Index – IPCA as well as the General Price Index - Market – IGP-M. After all analyses, it can be inferred that the method based on the corrected historical cost updated by the IPCA can lead to the fair and balanced value for investors as well as consumers, even if the regulator has correction mechanisms like the X Factor, for example, which normally is not the case when the NRV is used. The goal was not to seek a single ideal evaluation base, and even less absolute truths, but to demonstrate the effects of each concept and criterion in the baseline treatment of the assets’ regulatory remuneration and its influence on the tariff determination problem. Key Words: Asset Measuring; Electric Sector; Tariffs; Concessions; Fair and Balanced Value LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Ambiente Setorial Pós-Desverticalização ........................................................... 18 Figura 2 - Modelos de Controle de Preços Regulados......................................................... 19 Figura 3 - Desafios do Regulador .......................................................................................... 21 Figura 4 - Componentes Principais da Tarifa ..................................................................... 22 Figura 5 - Anatomia da Tarifa de Energia Elétrica com Tributos. ................................... 23 Figura 6 - Anatomia da Tarifa de Energia Elétrica sem Tributos ..................................... 24 Figura 7 - Abordagens para o Cálculo dos Ativos ............................................................... 45 Figura 8 - Vantagens e Desvantagens do CHC e CR .......................................................... 58 Figura 9 - Consequências da Aplicação dos Métodos ......................................................... 59 Figura 10 - Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas Realizadas pela Aneel ..................... 68 Figura 11 - Estágios da Revisão Tarifária Periódica........................................................... 68 Figura 12 - Reposicionamento Tarifário .............................................................................. 71 Figura 13 - Movimentação da Base Blindada ...................................................................... 80 Figura 14 - Resultados da Avaliação da Base de Ativos no 1º Ciclo .................................. 92 Figura 15 - Resultados da Avaliação da Base de Ativos no 2º Ciclo .................................. 98 Figura 16 - Média Lucro Societário x Lucro Regulatório ................................................ 108 Figura 17 - Média Ativo Total Societário x Média Ativo Total Regulatório .................. 109 Figura 18 - Patrimônio Líquido Societário x Patrimônio Líquido Regulatório ............. 110 Figura 19 – Amostra Final da Pesquisa .............................................................................. 117 Figura 20 - Dendrograma – Análise de Clusters Hierárquica – 2º CRTP – IPCA ....... 138 Figura 21 - Relação das empresas cujos resultados não se alteram, independentemente, do índice de inflação 2º CRTP ............................................................................................. 144 Figura 22 - Dendrograma – Análise de Clusters Hierárquica - 3º CRTP – IPCA ......... 157 LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Tarifas Médias sem Tributos de 2014 e 2015 ..................................................... 22 Tabela 2 - Modelo da Base de Remuneração Regulatória .................................................. 39 Tabela 3 - Comparação do Imobilizado Líquido ................................................................. 52 Tabela 4 - Evolução do Imobilizado em Dez Anos sem Correção Monetária ................... 53 Tabela 5 - Evolução do Imobilizado em Dez anos com Correção Monetária ................... 53 Tabela 6 - Comparação dos Métodos.................................................................................... 60 Tabela 7 - Inflação de 1999 a 2013 ........................................................................................ 64 Tabela 8 - Percentual das Obrigações Especiais em Relação ao AIS ................................ 74 Tabela 9 - Percentual dos Bens Totalmente Depreciados em Relação ao AIS ................. 75 Tabela 10 - Reposicionamento Tarifário .............................................................................. 79 Tabela 11 - Variações das BRRb de 61 Concessionárias de 2003 a 2006 .......................... 87 Tabela 12 - Variação da BRRb de 28 Distribuidoras no 1º ciclo ....................................... 88 Tabela 13 - Variação da BRRb de 17 Distribuidoras no 1º ciclo ...................................... 90 Tabela 14 - Variação da BRRb de 16 Distribuidoras no 1º ciclo ....................................... 91 Tabela 15 - Variações das BRRb do 1º e 2º Ciclos de 61 Concessionárias ........................ 94 Tabela 16 - Variação da BRRb de 14 Empresas no 2º ciclo ............................................... 95 Tabela 17 - Variação da BRRb de 30 Empresas no 2º ciclo ............................................... 96 Tabela 18 - Variação da BRRb de 17 Empresas no 2º ciclo ............................................... 97 Tabela 19 - Variações das BRRb de 61 Concessionárias de 2012 e 2013 .......................... 99 Tabela 20 - Variação da BRRb de 34 Empresas no 3º ciclo ............................................. 100 Tabela 21 - Variação da BRRb de 27 Empresas no 3º ciclo ............................................. 101 Tabela 22 - Convergência do Imobilizado para o Modelo Bifurcado (ICPC01) ............ 105 Tabela 23 - Variação das Despesas de Depreciação/Amortização ................................... 107 Tabela 24 - Média do Lucro Societário x Médio Lucro Regulatório ............................... 108 Tabela 25 - Ativo Total Societário x Ativo Total Regulatório Médio .............................. 109 Tabela 26 - PL Total Societário x PL Total Regulatório Médio ...................................... 110 Tabela 27 - Base de Remuneração Regulatória – AES SUL – 2º CRTP - IPCA ............ 125 Tabela 28 - Índice de Reposicionamento Tarifário AES SUL – 2º CRTP...................... 126 Tabela 29 - Ativo Imobilizado em Serviço – AIS – 2º CRTP – IPCA ............................ 128 Tabela 30 - Resultado do IRT a VNR e CHC – 2º CRTP – IPCA ................................... 130 Tabela 31 - ROE a VNR e CHC – 2º CRTP – IPCA ........................................................ 133 Tabela 32 - Estatísticas Univariadas – 2º CRTP – IPCA .................................................. 134 Tabela 33 - Teste de Normalidade Kolmogorov-Smirnov – 2º CRTP - IPCA ................ 136 Tabela 34 - Resultados do teste Wilcoxon – 2º CRTP – IPCA ......................................... 136 Tabela 35 - Resultado dos Postos do Teste de Wilcoxon da Variável ROE – 2º CRTP – IPCA ...................................................................................................................................... 137 Tabela 36 - Resultados da Análise de Variância – ANOVA – 2º CRTP – IPCA ............ 139 Tabela 37 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IPCA.................. 139 Tabela 38 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IPCA ......... 140 Tabela 39 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IPCA.................. 141 Tabela 40 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IPCA ......... 142 Tabela 41 - Resultados Alterados em Virtude do Indice de Inflação Utilizado – 2º CRTP ................................................................................................................................................ 144 Tabela 42 - Resultados do teste Wilcoxon – 2º CRTP – IGP-M ....................................... 145 Tabela 43 - Resultados do teste de Wilcoxon – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IGP-M . 147 Tabela 44 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IGP-M ...... 147 Tabela 45 - Ativo Imobilizado em Serviço – AIS – 3º CRTP – IPCA 149 Tabela 46 - Resultado do IRT a VNR e CHC – 3º CRTP – IPCA ................................. 151 Tabela 47 - ROE a VNR e CHC - 3º CRTP - IPCA .......................................................... 153 Tabela 48 - Estatística Univariada - 3º CRTP – IPCA ...................................................... 154 Tabela 49 - Teste de Normalidade Kolmogorov-Smirnov – 3º CRTP – IPCA ............... 155 Tabela 50 - Resultados dos testes Não-Paramétricos – 3º CRTP – IPCA ....................... 156 Tabela 51 - Resultado dos Postos do teste de Wilcoxon da Variável ROE – 3º CRTP – IPCA ...................................................................................................................................... 157 Tabela 52 - Resultados da Análise de Variância – ANOVA – 3º CRTP – IPCA ............ 158 Tabela 53 – Estatísticas Univariadas – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IPCA ................. 158 Tabela 54 - Resultados dos testes Wilcoxon e t de Student – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IPCA ................................................................................................................................... 159 Tabela 55 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 2 – 3º CRTP - IPCA .................. 160 Tabela 56 - Resultados dos testes Wilcoxon e t de Student – Conglomerado 2 – 3º CRTP - IPCA .................................................................................................................................... 160 LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ABRADEE ACCC AIR AIS ANEEL BRR BRRb BRRl CA CCC CF CFC CH CHC CHD COFINS CMB CMI CNAEE COM CPC CR CRC CROD CVM DEC DFC DIC DICRI DMIC DVA EP EEF FASB FEC FGV FIC IA IAD IASB IBGE ICMS ICPC IGP-M IPC Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica Australian Competition and Consumer Commission Avaliação de Impacto Regulatório Ativo Imobilizado em Serviço Agência Nacional de Energia Elétrica Base de Remuneração Regulatória Base de Remuneração Regulatória Bruta Base de Remuneração Regulatória Líquida Custos Adicionais Custo Corrente Corrigido Constituição Federal Conselho Federal de Contabilidade Custo Histórico Custo Histórico Corrigido Custo Histórico Depreciado Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social Correção Monetária do Balanço Correção Monetária Integral Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica Componentes Menores Comitê de Pronunciamentos Contábeis Custo de Reposição Conta de Resultado a Compensar Custo de Reposição Otimizado e Depreciado Comissão de Valores Mobiliários Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora Demonstração do Fluxo de Caixa Duração de interrupção individual por unidade consumidora Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão Demonstração do Valor Adicionado Equipamentos Principais Equilíbrio Econômico Financeiro Financial Accounting Standards Board Frequência Equivalente de Interrupção Fundação Getúlio Vargas Frequência de interrupção individual por unidade consumidora Índice de Aproveitamento Índice de Aproveitamento Depreciado International Accounting Standards Board Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços Interpretação Técnica do Comitê de Pronunciamentos Contábeis Índice Geral de Preços – Mercado Índice Geral de Preços IPCA IRT JOA MCF MCSE MCSPE MEA MP NARUC NT OCPC ODRC ODV OE OR PIS PND QRR RC RGR ROE RR RT RTE RTP RV SFF TCU UAR UC VBR VMU VNR WACC Índice de Preços ao Consumidor Amplo Índice de Aproveitamento Tarifário Juros sobre Obras em Andamento Manutenção do Capital Financeiro Manual de Contabilidade do Setor Elétrico Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica Modern Equivalent Asset Medida Provisória National Association of Regulatory Utility Comission Nota Técnica Orientação Técnica do Comitê de Pronunciamentos Contábeis Optimised Depreciated Replacement Cost Optimised Deprival Value Obrigações Especiais Outras Receitas Programa de Integração Social Plano Nacional de Desestatização Quota de Reintegração Regulatória Remuneração do Capital Reserva Global de Reversão Retorno sobre o Patrimônio Receita Requerida Reposicionamento Tarifário Revisão Tarifária Extraordinária Revisão Tarifária Periódica Receita Verificada Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira Tribunal de Contas da União Unidade de Adição e Retirada Unidade de Cadastro Valor Base de Remuneração Valor de Mercado em Uso Valor Novo de Reposição Weighted Averaged Cost of Capital SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 17 1.1 Contextualização............................................................................................................... 17 1.1.1 Reformulações no Setor Elétrico Brasileiro ................................................................ 20 1.2 Problema de Pesquisa....................................................................................................... 25 1.3 Objetivos ............................................................................................................................ 26 1.4 Justificativa ....................................................................................................................... 26 1.5 Levantamento das Hipóteses ........................................................................................... 33 1.6 Estrutura da pesquisa ...................................................................................................... 34 2 REVISÃO CONCEITUAL ................................................................................................. 37 2.1 A ‘Justeza’ do Justo Valor ............................................................................................... 37 2.2 Base de Remuneração Regulatória – BRR ..................................................................... 38 2.2.1 Mensuração do Ativo .................................................................................................... 40 2.2.2 Mensuração dos Ativos do Setor de Distribuição de Energia Elétrica ..................... 42 2.2.2.1 Custo Histórico (CH) .................................................................................................. 49 2.2.2.2 Custo Histórico Corrigido (CHC) ............................................................................. 50 2.2.2.3 Custo de Reposição (CR) ........................................................................................... 54 2.2.2.3.1 Custo de Reposição Otimizado e Depreciado (CROD) ........................................ 55 2.2.2.3.2 Valor Novo de Reposição (VNR) ............................................................................ 56 2.2.3 Vantagens e Desvantagens do CHC e CR ................................................................... 57 2.2.4 Híbrido............................................................................................................................ 60 2.3 Depreciação ....................................................................................................................... 61 2.4 Inflação .............................................................................................................................. 63 3. METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA - RTP .......................... 67 3.1 Componentes da Metodologia de Revisão Tarifária Periódica .................................... 70 3.1.1 Reposicionamento Tarifário ......................................................................................... 70 3.1.2 Base Blindada e Incremental ........................................................................................ 79 3.1.3 Fator X ............................................................................................................................ 81 3.2 Histórico da Metodologia de Revisão Tarifária Periódica ........................................... 82 3.2.1 Tratamento da Base de Remuneração nos Ciclos de Revisão Tarifária Periódica . 83 3.2.1.1 Primeiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2003 a 2006) ................................ 85 3.2.1.2 Segundo Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2007 a 2010)................................. 93 3.2.1.3 Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2011 a 2014)................................. 98 4. CONTABILIDADE SOCIETÁRIA x REGULATÓRIA ............................................. 103 4.1 Estudos Realizados sobre a Contabilidade Regulatória e a Adoção do ICPC 01 ..... 112 5. PROCEDIMENTOS, APRESENTAÇÃO E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS .... 115 5.1 Procedimentos iniciais .................................................................................................... 115 5.1.1 Tratamento da Amostra.............................................................................................. 118 5.1.2 Tratamento Estatístico ................................................................................................ 122 5.2 Apresentação e Discussão dos Resultados Encontrados do 2º CRTP ........................ 124 5.2.1 Abordagem Analítica do 2º CRTP - IPCA ................................................................ 125 5.2.2 Análise Estatística do 2º CRTP - IPCA ..................................................................... 134 5.2.3 Análises e Resultados Sintéticos da Atualização Monetária pelo IGP-M – 2º CRTP ................................................................................................................................................ 142 5.3 Apresentação e Discussão dos Resultados do 3º CRTP............................................... 148 5.3.1 Abordagem Analítica do 3º CRTP - IPCA ................................................................ 148 5.3.2 Análise Estatística do 3º CRTP - IPCA ..................................................................... 154 5.3.3 Análises e Resultados Sintéticos da Atualização Monetária pelo IGP-M – 3º CRTP ................................................................................................................................................ 161 5.4 Conclusões das Evidências Encontradas ...................................................................... 165 6. CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................... 171 6.1 Principais Contribuições ................................................................................................ 173 APÊNDICES ......................................................................................................................... 185 17 1 INTRODUÇÃO Esta tese contribui para uma reflexão crítica acerca dos diversos métodos e abordagens de mensuração da base de remuneração dos ativos no setor elétrico brasileiro, discute a metodologia atualmente empregada pelo regulador e levanta as consequências da manutenção ou não do critério adotado, tendo em vista que esses componentes impactam diretamente na formação das tarifas de energia elétrica. O trabalho procura reduzir a lacuna existente na literatura contábil não só quanto à mensuração dos ativos, mas também sobre a contabilidade aplicada à regulação de serviços públicos. São exíguos os artigos científicos quanto ao tema; o que predomina na respectiva área são as publicações de consultores. 1.1 Contextualização O setor elétrico é composto de quatro segmentos distintos: geração, transmissão, distribuição e comercialização. Em primeiro lugar, ocorre a geração, que compreende a produção de energia elétrica. Em seguida, a transmissão, pela qual ocorre o transporte de longa distância da energia em alta tensão. No setor de distribuição, a energia em baixa tensão é levada aos consumidores pelas redes elétricas. E, mais recentemente, instituiu-se a comercialização1, possibilitando aos consumidores finais firmarem contratos com os prestadores de serviços varejistas e não somente com a distribuidora da região onde estão inseridos. Até a década de 1980, em nível mundial, as atividades eram integradas, comumente chamadas de empresas verticalizadas. Nessa época, teve início um movimento universal de reforma e reestruturação nas empresas de energia elétrica (Santana Júnior, 2004). Uma das principais alterações foi a desverticalização do setor de energia, ou seja, a separação dos quatro segmentos. Esse processo teve por objetivo promover a competição nos segmentos de 1 A comercialização pode ainda ser exercida com a atividade de distribuição. 18 geração e comercialização, bem como incentivar as eficiências produtiva e econômica da transmissão e distribuição, que são segmentos considerados monopólios naturais2. Quando há monopólio natural, os consumidores não possuem alternativas para a substituição do serviço, por isso a intervenção do Estado é necessária para buscar, com a regulação, preço justo e qualidade na prestação dos serviços. Segundo Brennan, Palmer e Martinez (2002), a reestruturação do setor elétrico consiste em um mercado competitivo para os segmentos de geração e comercialização, acompanhada de uma regulamentação eficaz para os demais segmentos (transmissão e distribuição) e, ainda, políticas apropriadas. A Figura 1 ilustra esse aspecto. Desregulamentado Regulamentado Regulamentado Desregulamentado Geração Mercado Competitivo Transmissão Monopólio Natural Distribuição Comercialização Monopólio Natural Mercado Competitivo Figura 1 - Ambiente Setorial Pós-Desverticalização Fonte: Elaborado pela autora Para buscar a eficiência das empresas que operam monopólio natural, o regulador precisa proporcionar incentivos para as concessionárias como se estivessem em um ambiente competitivo, impedindo que os consumidores arquem com os custos da ineficiência dos investidores. Várias formas de regulação são utilizadas para a fixação do preço das tarifas, podendo-se dividi-las em duas categorias principais: regulação por custo e por incentivos. A regulação por incentivos é uma abordagem geral que inclui vários mecanismos de regulação 2 O monopólio natural ocorre quando uma empresa tem capacidade de produção para todo o mercado com um custo menor ao que existiria, caso houvesse várias empresas (Pindyck & Rubinfeld, 2010). 19 (Receita Máxima, Preço Teto e por comparação, dentre outros). A Figura 2 apresenta os regimes regulatórios mais utilizados para o controle de preços. Métodos de controles regulatórios de preços Regulação baseada nos custos Regulação por incentivos CapRegulation Taxa de Retorno (Rate-of-Return) Receita Máxima (Revenue Cap) Preço Teto (Price-Cap) Comparação (Yardstick) Figura 2 - Modelos de Controle de Preços Regulados Fonte: Petrov, Ajodhia, Grote e Resnjanskij (2010) Apesar das diferenças, a garantia de retorno justo para os investidores sem proporcionar elevados custos aos consumidores é defendida pelos dois modelos. O estudo realizado pela National Association of Regulatory Utility Comission dos Estados Unidos (NARUC), em 2000, destaca que toda regulação possui incentivos, mas em proporções diversas, dependendo das especificidades, inclusive, da abordagem tradicional de taxa de retorno. Em 2005, Kirkpatrick, Parker e Zhang realizaram uma pesquisa em sessenta órgãos reguladores de 36 países com economias em desenvolvimento e transição, dentre eles, Brasil, México, Uruguai, Venezuela e África do Sul. Os autores identificaram que: 24 (40%) desses órgãos reguladores utilizavam o regime price cap; 17 (28%), rate of return regulation; 13 (22%) tinham os preços regulados diretamente do governo; e os 10% restantes utilizavam outros métodos. O estudo ainda revelou que, no setor elétrico, 11 países utilizavam a regulação de custos de serviços, e 7 países, o preço teto. Já, no setor de telecomunicações, ocorre o contrário: 16 utilizam preço teto, e cinco, custo de serviços, ou seja, no setor elétrico, de acordo com a amostra analisada pelos autores, a regulação pela taxa de retorno predominou. Em nível mundial, sem a separação de economias desenvolvidas ou não, a regulação pelo preço teto é a que prevalece nos últimos anos. 20 Já Cambini e Rondi (2010) investigaram o comportamento de 23 empresas de energia de cinco países que compõem a União Europeia (Alemanha, Espanha, França, Itália e Reino Unido) sob diferentes regimes regulatórios, no período de 1997 a 2007. Os resultados demonstraram que os investimentos são maiores sob a regulação por incentivos do que pela regulação da taxa de retorno. Esse resultado vem de encontro aos estudos anteriores, os quais alegam que, sob a regulação da taxa de retorno, as empresas tendem a fazer mais investimentos (Averch & Jonhson, 1962; Jamison, 2005; Grout & Jenkins, 2001; Tahvanainen, Honkapuro, Partanen, & Viljainen, 2012). Entretanto, não existe um modelo superior ao outro, ou que atenda a todas as especificidades de cada nação. Por isso, cada país precisa analisar os prós e contras de cada modelo e adotar o que melhor se encaixe com a sua realidade econômica e jurídica e, se necessário, desenvolver um modelo próprio de regulação. 1.1.1 Reformulações no Setor Elétrico Brasileiro No Brasil, as reformulações no setor elétrico tiveram início na década de 1990, quando ocorreram as primeiras privatizações de monopólios naturais. Assim, a determinação das tarifas assume um papel preponderante nesse processo. Entretanto, quando da primeira privatização, em julho de 1995, não havia um marco regulatório e uma agência reguladora independente, ou seja, as regras do jogo não estavam definidas, mas o jogo já havia iniciado. Por isso, em dezembro 1996, foi criada a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) com a função de regular e fiscalizar o setor, tendo iniciado suas atividades um ano depois, em dezembro de 1997. Em vista disso, a ANEEL ficou responsável por buscar o equilíbrio entre o governo, consumidores e investidores, por meio de políticas públicas que proporcionassem a sustentabilidade do setor, com uma justa remuneração ao investidor, modicidade tarifária para o consumidor, com inclusão social e qualidade de vida, conforme ilustra a Figura 3. 21 GOVERNO EQUILÍBRIO FISCAL GERA/CONSOME RECURSOS CONSUMIDORES POLÍTICAS PÚBLICAS MODICIDADE TARIFÁRIA ANEEL SUSTENTABILIDADE ATRAÇÃO DE INVESTIMENTOS INCLUSÃO SOCIAL QUALIDADE DE VIDA COMPETITIVIDADE SEGURANÇA REMUNERAÇÃO INVESTIDORES Figura 3 - Desafios do Regulador Fonte: Pedrosa (2005) Segundo dados da ANEEL, havia, em 1998, 43,3 milhões de unidades consumidoras3, passando, já em 2013, de 72 milhões, um crescimento de mais de 60%. A maioria dos consumidores são residenciais, mais de 80%, estando o restante distribuído entre a indústria, o comércio e o setor rural. Ademais, trata-se de um setor complexo, que necessita de capital intensivo, com investimentos constantes. E, para a manutenção e continuidade dos serviços, é cobrada a tarifa dos consumidores finais. Até a década de 1990, a tarifa era única em todo o país. A partir de 1993, as tarifas passaram a ser diferenciadas, sendo fixadas, pela ANEEL, após as revisões tarifárias por concessionária, que ocorrem geralmente de quatro em quatro anos. Em 2015, teve início a quarta revisão tarifária periódica. Com o início das privatizações e ao longo desses vinte anos, as tarifas, bem como a regulação como um todo, vêm sendo aperfeiçoadas. Em 2014, a tarifa média do país, conforme demonstrado na Tabela 1, foi de $ 276,93 e, até agosto de 2015, a tarifa média do país foi de $ 365,42, ambas sem a adição dos tributos, o que será demonstrado adiante. 3 Conjunto composto por instalações, equipamentos elétricos, condutores e acessórios, incluída a subestação, quando do fornecimento em tensão primária, caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em apenas um ponto de entrega, com medição individualizada, correspondente a um único consumidor e localizado em uma mesma propriedade ou em propriedades contíguas (Resolução Normativa nº 414/2010 da ANEEL). 22 Percebe-se uma variação média de 32% em relação a 2014, reflexo do aumento do custo da energia em 2015. Mas vale frisar que há uma elevada carga tributária na tarifa de energia elétrica, o que não deixa de ser diferente de outros serviços públicos e produtos. No Brasil, não é novidade a alta carga tributária cobrada, que é considerada uma das maiores do mundo. Tabela 1 - Tarifas Médias sem Tributos de 2014 e 2015 Região 2014 2015* Variação Centro-Oeste R$ 273,63 R$ 365,23 33% Nordeste R$ 269,06 R$ 325,55 21% Norte R$ 303,77 R$ 360,56 19% Sudeste R$ 282,22 R$ 383,56 36% Sul R$ 264,04 R$ 359,91 36% Média R$ 276,93 R$ 365,42 32% *Dados até agosto de 2015 Fonte: Dados da ANEEL As tarifas são compostas por três custos distintos (sem os tributos), conforme mostra a Figura 4. Assim, os consumidores pagam pela compra e transporte da energia e os encargos setoriais4. Estes últimos são recursos pagos pelos contribuintes para custear a implantação de políticas do Governo para o setor elétrico, como a universalização do fornecimento de energia, funcionamento da ANEEL, criação de fontes alternativas de energia, pequenas hidrelétricas, pesquisas científicas e tecnológicas, entre outras. Por isso, a transparência de como estão sendo utilizados esses recursos é fundamental para que o consumidor possa tomar conhecimento da aplicação desse capital que está sendo desembolsado mensalmente por ele ao pagar a sua conta de energia. Energia Comprada + Transporte de Energia até as unidades consumidoras (transmissoras e distribuidoras) + Encargos Setoriais Figura 4 - Componentes Principais da Tarifa Fonte: ANEEL Contudo, como já foi citado, além desses custos, existem os tributos cobrados na tarifa (onerando ainda mais a conta de energia) por parte dos três níveis de governo, que são: 4 São entendidos como Encargos Setoriais os custos não gerenciáveis suportados pelas concessionárias de distribuição, instituídos por Lei, cujo repasse aos consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio econômico-financeiro contratual (Resolução Normativa nº 604/2014 da ANEEL). 23 (i) Federais: PIS (Programa de Integração Social) e Cofins (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social); (ii) Estadual: ICMS (Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços); (iii) Municipal: Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública. Segundo dados da ANEEL5, de março de 2013, após a edição da Lei nº 12.783/2013, que prorrogou as concessões e reduziu as tarifas de energia (essa lei será comentada mais adiante), a anatomia da conta de energia é a que se encontra ilustrada na Figura 56, que está comparando a composição antes e após a aplicação da lei. Figura 5 - Anatomia da Tarifa de Energia Elétrica com Tributos. Fonte: ANEEL Note-se que os tributos e encargos perfazem um terço do total da tarifa. Em anos anteriores, esse percentual era muito maior, lembrando que essa anatomia pode alterar um pouco, dependendo de cada região. Comparando com os dados anteriores à edição da Lei, os encargos e a transmissão diminuíram, que eram 9% e 7%, respectivamente. Os tributos não alteraram. Já a compra de energia e distribuição aumentaram em 2% e 6%, respectivamente. A Figura 6 demonstra a anatomia da tarifa de energia sem os tributos, por não serem eles o foco deste estudo. 5 Adaptado de: http://www.aneel.gov.br/biblioteca/downloads/livros/PorDentrodaContadeLuz_2013.pdf Vale salientar que, de 2013 a 2015, essa proporção pode ter sido alterada, mas ainda não está disponibilizada no site da ANEEL. 6 24 Encargos 7% Compra de Energia 50% Distribuição 39% Transmissão 4% Compra de Energia Transmissão Distribuição Encargos Figura 6 - Anatomia da Tarifa de Energia Elétrica sem Tributos Fonte: ANEEL Analisando a tarifa sem os tributos, o segmento de distribuição corresponde a 39% do total e a compra passa para 50%. Após essa breve análise da anatomia da tarifa, destaca-se agora o segmento de distribuição, que é o principal arrecadador do setor de energia elétrica, sendo as distribuidoras o elo entre o setor elétrico e o consumidor final. É no setor de distribuição que se encontram os custos gerenciáveis, ou seja, que são de controle da empresa, sobre os quais pode ocorrer manipulações a favor dos investidores, devido à assimetria informacional existente entre regulador e regulado, bem como devido ao acesso desigual a informações cruciais para a tomada de decisões. Segundo Macieira (2006), devido à assimetria de informações em relação aos ativos elétricos e custos adicionais e a fiscalização imperfeita, pode-se inferir sobre a probabilidade de as distribuidoras praticarem comportamento oportunista, enviando dados manipulados à ANEEL com o objetivo de majorar as tarifas que ensejariam em risco moral. Os custos gerenciáveis englobam os custos operacionais e de manutenção (pessoal, materiais, aluguéis entre outros) e os custos de capital, que são os investimentos realizados, sendo este último o foco deste estudo. E é papel da agência reguladora implementar ações para coibir esse problema. Os custos de geração e transmissão (denominados custos não gerenciáveis) fazem parte da tarifa faturada, que é de responsabilidade das distribuidoras, sendo essas responsáveis em repassar esses custos para os agentes de geração e transmissão. Assim, é de fundamental importância o papel da ANEEL na fiscalização do setor de distribuição. 25 1.2 Problema de Pesquisa Como já dito, as tarifas são determinadas pela ANEEL de acordo com o modelo de regulação adotado (regulação por incentivos), que atualmente se utiliza da abordagem do Valor Novo de Reposição – VNR7 para mensurar os investimentos realizados pelas concessionárias, o que impacta diretamente no valor das tarifas aos usuários finais. Entretanto, como já citado, existem abordagens alternativas que podem ser utilizadas pelo regulador, como, por exemplo, custo histórico corrigido, custo de reposição otimizado e depreciado, entre outros. Por isso, é importante discutir os métodos disponíveis e compará-los com o critério atualmente adotado e as consequências de sua manutenção para o futuro da regulação. Assim, considerando o contexto apresentado, esta pesquisa buscará responder à seguinte questão a ser investigada: Qual critério de avaliação de ativo, quando utilizado para o cálculo da tarifa de energia elétrica, pode conduzir ao justo valor8 para o equilíbrio entre a modicidade tarifária para o consumidor e o retorno adequado dos investimentos às concessionárias? King, Keohane e Verba (1994) argumentam que as pesquisas em ciências sociais devem satisfazer dois critérios: serem importantes no mundo real e terem uma contribuição específica para a literatura, aumentando a capacidade coletiva de construção de explicações científicas verificadas a partir de algum aspecto do mundo. Diante do exposto, este estudo é importante para o mundo real, ao tratar de um setor essencial à vida humana e ao desenvolvimento econômico das nações. Devido à necessidade de vultosos investimentos, a importância da mensuração dos ativos aumenta, pois esses ativos são longo prazo, sujeitos a riscos de variação dos valores monetários e cambiais e que impactam diretamente nas tarifas aos consumidores finais. Ainda, o problema desta pesquisa é relevante e faz parte da vida cotidiana de toda a população e, nesse sentido, esta tese auxilia na discussão dos diferentes métodos para a mensuração dos ativos no setor elétrico, os quais impactam no valor das tarifas a serem pagas 7 Segundo a Resolução Normativa nº 640/2014 da ANEEL, VNR refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir do banco de preços da concessionária, ou do banco de preços referenciais, quando homologado, ou do custo contábil atualizado. 8 Para não confundir com o termo contábil ‘valor justo’, nesta tese, optou-se por utilizar o termo ‘justo valor’. 26 pelos consumidores, no retorno sobre o investimento das empresas e na continuidade da prestação de serviços. 1.3 Objetivos O justo valor é aquele que remunera adequadamente os investimentos e atende à modicidade tarifária. Vários métodos e abordagens de mensuração de ativos são apresentadas na literatura e podem conduzir ao justo valor. Assim, esta pesquisa tem como objetivo principal identificar o método de avaliação de ativo que, quando utilizado para o cálculo da tarifa de energia elétrica, pode conduzir ao justo valor para o equilíbrio entre a modicidade tarifária para o consumidor e o retorno adequado dos investimentos às concessionárias. A pesquisa visa, ainda, a alguns objetivos secundários: (a) Cooperar na determinação de políticas públicas justas para a fixação das tarifas que impactam nos consumidores finais; (b) Auxiliar os consumidores na compreensão da metodologia de revisão tarifária, seus componentes e o que estão ‘financiando’ para a efetiva prestação de serviços presente e futura; (c) Preencher a lacuna existente na literatura nacional no que se refere à influência da contabilidade na determinação das tarifas de energia; (d) Colocar em evidência o impacto nas tarifas quando da utilização de diferentes índices de inflação. 1.4 Justificativa Foster e Antmann (2004) destacam que a avaliação dos ativos é um dos aspectos mais difíceis e controversos da regulação no setor de distribuição de energia elétrica, devido não ser relacionada a um mercado competitivo. As várias metodologias disponíveis para a mensuração de ativos, quando aplicadas, chegam a resultados divergentes, por isso deve-se levar em consideração o contexto regulamentar e a qualidade das informações contábeis. 27 Na livre concorrência, o valor justo seria “o preço recebido pela venda de um ativo ou que seria pago pela transferência de um passivo em uma transação não forçada entre participantes do mercado na data da transação” (CPC 469, item 9). A mensuração dos ativos do setor elétrico é um insumo fundamental para a determinação das tarifas e pode afetar o retorno aos investidores no futuro, bem como os preços pagos pelo consumidor. Como já citado, trata-se de um setor que necessita de capital intensivo, com investimentos continuados, sendo considerados parte integrante na determinação do preço da tarifa aos consumidores. E, ao mesmo tempo, para atrair os investidores, é necessário um retorno sobre o capital para a sua manutenção ao longo do tempo. Qualquer empresa contratada pela administração pública tem o direito constitucional de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro (EEF) durante a vigência do contrato (Inciso XXI, do Art. 37 da CF/88). Entretanto, no caso das concessionárias, esse equilíbrio não pode representar a anulação do princípio da modicidade tarifária10. Por isso, é importante haver uma governança regulatória, pois, como esses são contratos de longo prazo, não é possível contemplar todas as circunstâncias que podem vir a ocorrer, sendo primordial preservar os interesses das partes envolvidas (Anuatti Neto, Pelin, & Peano, 2004). A governança deve contribuir para a limitação da ocorrência do oportunismo governamental. Nesse ambiente, as concessionárias exigem mais garantias para realizar os investimentos, principalmente, se forem investimentos afundados. Por isso, arranjos institucionais eficientes com as regras e soluções de conflitos expostos claramente contribuem para reduzir a possibilidade de comportamento oportunista por parte do governo. Savedoff e Spiller (1999) destacam que as empresas, para cobrir os riscos de oportunismo governamental, têm incentivos para proteger seus fluxos de caixa, bem como para aumentar a contratação de funcionários permanentes ou não, em virtude de deterem informações privilegiadas (informação assimétrica). Em 1949, o Supremo Tribunal Federal dos Estados Unidos decidiu que o retorno para o investidor deve ser compatível com os retornos sobre os investimentos em outras empresas com riscos correspondentes. Esse retorno deve ser suficiente para garantir a confiança na 9 Pronunciamento Técnico do Comitê de Pronunciamento Contábil – CPC 46 – Mensuração a Valor Justo. Possibilita o acesso universal e a utilização dos serviços públicos com tarifas acessíveis. 10 28 integridade financeira da empresa, de modo a manter o seu crédito e atrair capital (Myers, 1972). É consenso que as concessionárias de serviço público devem receber um retorno justo11 sobre o capital investido, e que sejam cobradas tarifas também justas dos consumidores, com prestação de serviços de qualidade. O que se discute é o que se entende por ‘justo’, ou seja, qual o justo valor que o investidor deve receber sobre os investimentos realizados e, ainda, que proporcione a modicidade tarifária. Assim, é primordial garantir a razoabilidade dos serviços em termos de preço e qualidade e, ao mesmo tempo, proporcionar aos monopolistas meios suficientes para a manutenção e operação e, ainda, incentivos para novos investimentos. E o regulador tem que buscar meios para alcançar o justo valor no mercado monopolista, não sendo o justo valor tarifário o valor justo utilizado pelas normas contábeis. Para o consumidor, a tarifa justa é aquela que não possui valor abusivo sem que haja baixa qualidade de serviços, ou seja, padrões socialmente desejáveis de qualidade de serviços a um preço justo. Às vezes, o valor é acessível, mas a qualidade está aquém do necessário, como, por exemplo, queda de energia constante. Nesse sentido, existem índices de qualidade utilizados pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para verificar o desempenho das concessionárias e que são amplamente aceitos em nível mundial: Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC; Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC; Duração de interrupção individual por unidade consumidora – DIC; Frequência de interrupção individual por unidade consumidora – FIC; Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão – DMIC; e Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão - DICRI12. Neste estudo, o termo justo valor corresponde ao valor que engloba o pagamento dos custos, a recuperação do capital investido e a remuneração sobre o capital investido (investidor), bem como as tarifas acessíveis (consumidor). O justo valor é imposto pelo mercado quando há livre concorrência, pois depende da disposição do consumidor em pagar o preço determinado. No entanto, nos setores que possuem monopólio natural, é necessária a intervenção do Estado para arbitrar o preço, pois os usuários não possuem alternativas de 11 Desde o Século XIX, discute-se sobre o justo valor das tarifas. Para uma visão da história americana quanto ao tema, ver Jarrel (1979); Greenwald (1980); Grout, Jenkins e Zalewska (2001); Grout e Jenkins(2001), entre outros. 12 Para maiores detalhes sobre a qualidade no setor elétrico, ver Cambini, Croce e Fumagalli (2013). 29 substituição do produto. Como já citado, o regulador precisa buscar mecanismos para promover a concorrência, mas deve levar em conta outras considerações econômicas e sociais. Por isso, para se chegar ao justo valor nos setores regulados, é preciso alterar as premissas, tendo em vista satifazer as necessidades dos investidores e consumidores. Nesse sentido, a contabilidade é de suma importância no sentido de fornecer informações referentes à situação econômico-financeira das empresas. Além disso, essa ciência fornece elementos para o cálculo da remuneração a ser paga aos concessionários, sendo fundamental para a determinação da Base de Remuneração Regulatória – BRR (que será discutida posteriormente) com o reconhecimento e mensuração dos investimentos realizados e a sua depreciação, quando cabível. Entretanto, a contabilidade por si só não assegura o justo valor das tarifas, mas pode contribuir para uma mensuração mais justa dos investimentos realizados e, consequentemente, proporcionar o justo valor para o contribuinte. Coube à ANEEL a emissão de um plano de contas específico para as concessionárias. Assim, em 1997, foi editada a Resolução nº 001, de 24 de dezembro de 1997, que instituiu o novo Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, o qual passou a vigorar em 1998. Em 2001, com o objetivo de aperfeiçoar as práticas contábeis regulatórias, a ANEEL editou o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica (MCSPE), que engloba o plano de contas revisado. E, por último, devido à convergência às normas internacionais de Contabilidade, as quais trouxeram alterações substanciais no reconhecimento e mensuração dos contratos de concessão, foi editada a Resolução n.º 396/2010, que instituiu a contabilidade regulatória e atualizou o manual de contabilidade, denominado Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE). Vale ressaltar que, apesar de a ANEEL ter instituído oficialmente a contabilidade regulatória somente em 2010, entende-se que, a partir do momento em que o regulador exige informações ou demonstrativos adicionais aos da contabilidade societária, esse é um passo inicial de uma contabilidade regulatória. Desde a década de 195013, o setor elétrico já possuía um plano de contas estruturado para o setor. Isso posto, pode-se dizer que a contabilidade regulatória já existia desde aquela época. A justificativa da ANEEL para a instituição da contabilidade regulatória é a preservação de informações imprescindíveis à regulação e à fiscalização, as quais, segundo a 13 Decreto nº 28.545, de 24 de agosto de 1950, “Classificação de contas para empresas de energia elétrica”. 30 agência, devido à convergência aos padrões internacionais, não estão mais disponíveis na contabilidade societária. Entretanto, isso acarreta mais custos às concessionárias, devendo-se avaliar se as informações extras geradas pela contabilidade regulatória superam os custos adicionais decorrentes de mais essa exigência. Assim, desde 2010, as empresas reguladas do setor elétrico elaboram suas demonstrações financeiras sob dois enfoques: o da contabilidade societária e o da contabilidade regulatória. As informações geradas pela contabilidade regulatória fornecem os subsídios para a determinação da base de remuneração regulatória e os custos operacionais. Devido à significância das demonstrações contábeis para este estudo, será dedicado um capítulo específico14 para aprofundar a discussão acerca da contabilidade societária e da regulatória. E, também, um capítulo15 que apresenta os três mecanismos de revisão tarifária e um histórico sobre as três revisões já ocorridas até o momento. Portanto, vale ressaltar, mais uma vez, que será discutido, ao longo desta tese, o processo de avaliação dos ativos. Nesse sentido, importante elucidar que, seis meses antes da data de cada revisão tarifária, é elaborado um laudo de avaliação dos investimentos realizados, havendo um lapso temporal entre a mensuração e definição da BRR. Como a maioria dos insumos adquiridos se constituem em commodities, como o alumínio, o cobre, entre outros, com grande volatilidade no mercado, e com grandes variações para cima ou para baixo, pode tanto o investidor quanto o consumidor serem prejudicados. Trata-se de um risco que tem que ser suportado por uma das partes envolvidas. O fato de ser um mercado regulado não quer dizer que os investidores estão livres de risco. Esse tema será detalhado mais adiante. O principal componente da BRR é o valor dos ativos relacionados com a prestação de serviços de energia elétrica, que são os maiores investimentos realizados pela empresa. Em vista disso, a base de ativos afeta diretamente a remuneração dos investidores e os valores pagos pelos consumidores. Esses ativos podem ser adquiridos por capital próprio (recursos dos sócios), capital de terceiros (recursos exigíveis) ou oriundos de obrigações especiais (recursos da União, Estados, DF, Municípios e Consumidores). Os ativos adquiridos com recursos de obrigações especiais não são da concessionária, pois não foram financiados por ela, mas são geridos pela 14 15 Ver Capítulo 4. Ver Capítulo 3. 31 empresa. Atualmente, as obrigações especiais são apresentadas nas demonstrações contábeis societárias como redutoras da conta do Ativo Financeiro da concessão. Segundo a ANEEL16, a avaliação da base de remuneração deve perseguir alguns objetivos: promover a eficiência econômica; incentivar investimentos de forma prudente; e utilizar uma abordagem que seja robusta, transparente e simples. Em relação à eficiência econômica, essa deve sempre ser perseguida, com medidas que incentivem o aumento de produção, sem, por exemplo, desperdícios de recursos, ou seja, devem-se utilizar racionalmente os recursos, buscando sempre a maximização da riqueza e o bem-estar social. Quanto aos investimentos prudentes, a ANEEL pode excluir da BRR alguns investimentos que considerar desnecessários, ineficientes e imprudentes, portanto fazem parte da BRR somente os investimentos prudentes. São considerados investimentos prudentes aqueles realizados de acordo com a demanda que os originou, realizados com a máxima eficiência dentro de uma visão de mercado capitalista, ou seja, investimentos essenciais à prestação dos serviços. Segundo Jamison (2005), existem duas perspectivas de prudência que devem ser observadas. O primeiro ponto de vista é se o investimento era prudente no momento em que a decisão foi tomada. Na segunda perspectiva, se a empresa buscou minimizar custos. Essas são questões críticas frente às quais o regulador tem que se posicionar para a determinação da BRR. Pode-se dizer que é o ponto mais sensível de todo o processo de revisão tarifária, pois uma BRR que não traduz a realidade, que foi mal dimensionada ou calculada, interfere diretamente na remuneração das distribuidoras até a próxima revisão, ou seja, pelos próximos três, quatro ou cinco anos. E, por fim, o último objetivo, que seja utilizada uma abordagem robusta, transparente e simples, não se constituindo uma tarefa fácil alcançar esse objetivo. Jamison, Berg, Gasmi e Távara (2004) destacam duas abordagens básicas para a valorização dos ativos regulados: baseada em custos (custo histórico, ou seja, o valor original em que os ativos foram adquiridos) e baseada em valor que, por sua vez, também possui duas abordagens, valor justo e custo de reposição ou custo corrente. Pela abordagem de valor justo, avaliam-se os ativos com base no que eles valem no mercado, sendo esse valor sempre baseado nos lucros que puderem gerar aos proprietários. Já a do custo de reposição (também 16 Nota Técnica nº 268/2010-SRE/SFF/ANNEL. 32 chamado de custo corrente) valoriza os ativos anualmente pelo montante que seria de sua aquisição em determinada data. A escolha da metodologia tem impacto direto sobre a distribuição de riqueza entre investidores e consumidores. Dentre os diversos critérios de avaliação de ativo, a ANEEL utiliza atualmente dois métodos: (a) método do custo de reposição; e (b) método do custo histórico corrigido. Quando a avaliação de ativos a custo de reposição promovida pela distribuidora não é validada pela ANEEL, geralmente adota-se como base de remuneração o valor do ativo imobilizado a custo histórico corrigido, como será melhor explanado no capítulo 3. O ponto que é alvo desta tese é o estudo das diversas abordagens para a mensuração dos ativos das distribuidoras de energia elétrica, que implicam diretamente no valor final das tarifas. Assim, será investigado e diagnosticado nesta tese o conceito de justo valor em face aos critérios de custo histórico, custo histórico corrigido e custo de reposição, entre outros, na perspectiva dos investidores, bem como na dos consumidores e da contabilidade. Leftwich (1980) realizou um estudo sobre as falhas de mercado e a informação contábil. O referido autor sugere que a pesquisa contábil tem que contribuir para a formulação de políticas públicas. E, para que esse objetivo seja atingido, deve-se identificar e analisar como as informações estão sendo produzidas pelo mercado privado, mercado regulado e pelas agências reguladoras. Em outras palavras, as políticas contábeis têm por objetivo contribuir para uma visão justa e verdadeira do patrimônio das empresas. Como destaca Martins (2012), a pesquisa contábil atua em três ambientes que estão interligados: patrimonial, econômico e social. Esta tese abrange esses três ambientes com o objetivo de contribuir para o avanço da contabilidade como ferramenta, a fim de aprimorar as políticas públicas para que essas possibilitem o equilíbrio entre os interesses aparentemente contraditórios das concessionárias e consumidores. No ambiente patrimonial, a pesquisa auxilia, principalmente, no fornecimento das informações contábeis internas da empresa (ativo, passivo, receita e despesa) para a divulgação externa (principalmente, investidores e reguladores), repercutindo essas informações nos demais ambientes. A pesquisa no ambiente econômico busca comprovar empiricamente a mensuração determinada pela regulação e se os objetivos pretendidos estão sendo alcançados. E, por último, no ambiente social, tem por objetivo avaliar os ‘atores’ envolvidos no processo de revisão tarifária, ou seja, governo, regulador, 33 concessionárias e consumidores, os quais geram ou utilizam as informações contábeis, bem como avaliar o impacto na mensuração das variáveis que compõem as tarifas de energia. 1.5 Levantamento das Hipóteses Como será demonstrado na revisão conceitual, cada método vai levar a diferentes valores patrimoniais, precisando todos eles ter como objetivo a proteção e manutenção do capital financeiro (ou monetário) – MCF a longo prazo, a remuneração dos proprietários que investiram em busca de um retorno adequado e a modicidade tarifária. Esse argumento serve de alicerce para desenvolver a primeira hipótese desta tese: em um ambiente regulatório, a mensuração dos ativos pelo método do custo histórico corrigido pode contribuir para alcançar o justo valor para o investidor e consumidor? Segundo Beesley e Littlechild (1989, p.455), o regulador tem que equilibrar os interesses dos consumidores atuais e futuros, tanto uns contra os outros e contra os interesses dos produtores presentes e futuros. Assim, com base nesse argumento, a segunda hipótese levantada é que o VNR faz com que os consumidores atuais estejam arcando com os custos de um bem que será adquirido futuramente (interesse dos futuros consumidores) e não pela prestação de serviços já realizada. Diante do suporte teórico apresentado no próximo capítulo, algumas reflexões são necessárias: É justo que a tarifa proporcione como receitas para a empresa valores que excedem o capital investido e o retorno sobre este com o objetivo de repor o ativo que, no futuro, pode vir a custar mais caro? E pode ser que, ainda, quando da efetiva reposição, o valor seja diverso daquele projetado tanto para cima quanto para baixo? Em outras palavras, é justo que, quando um ativo de concessão tem o seu valor de reposição alterado para maior, mas ainda possui vida útil, ocorra um aumento do seu valor para fins de depreciação e as tarifas aumentem para a recuperação de um capital que ainda não foi desembolsado? E quando o VNR for menor que o CHC, é justo que o investidor receba uma menor remuneração que não recupera o capital já investido? São essas as inquietudes que motivaram o desenvolvimento desta pesquisa. No aspecto empírico, são utilizados dados das 63 empresas concessionárias do setor de distribuição de energia, as quais compreendem a população que será analisada neste estudo. 34 Foram coletadas as demonstrações contábeis17 exigidas pela legislação societária, de 1995 a 201318, disponíveis no site da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e/ou site das distribuidoras. No endereço eletrônico da ANEEL, também foram coletadas as informações disponibilizadas nas audiências públicas realizadas para cada revisão tarifária das distribuidoras, principalmente, as notas técnicas, as quais trazem o resultado definitivo em que constam os valores aprovados para a determinação das tarifas, como o AIS, IRT, BRR, entre outros. Posteriormente, as demonstrações contábeis de cada empresa serão atualizadas monetariamente até 2013, possibilitando extrair os dados mensurados pelo método do custo histórico corrigido. Os valores constantes nas notas técnicas, que estão calculados pelo método do valor novo de reposição, serão estimados a CHC, para comparação. Também é aplicado o teste de médias para verificar as diferenças das variáveis quanto ao método de mensuração (VNR x CHC) para o ano em que ocorreram as revisões tarifárias, realizando-se uma análise conjunta das empresas. O Capítulo 5 traz detalhadamente os procedimentos realizados. 1.6 Estrutura da pesquisa Esta pesquisa está estruturada em 6 capítulos. O primeiro capítulo, denominado introdução, apresenta a contextualização do trabalho, o problema investigado, os objetivos e a justificativa, além das hipóteses levantadas. O segundo capítulo é caracterizado por uma análise sistematizada e bem fundamentada das abordagens e métodos de avaliação dos ativos do setor de distribuição de energia elétrica, bem como as vantagens e as desvantagens. No terceiro capítulo, descreve-se sucintamente o histórico da metodologia de revisão tarifária periódica – RTP, como também apresenta a descrição detalhada dos componentes do reposicionamento tarifário, principalmente, a composição da Parcela B e o Fator X. 17 Balanço Patrimonial, Demonstração do Resultado do Exercício, Demonstração de Fluxo de Caixa, Demonstração de Origens e Aplicações de Recursos e Notas Explicativas. 18 Não são todas as empresas que possuem dados desde 1996, pois foram constituídas após essa data ou não havia dados disponibilizados. 35 Já o quarto capítulo compara brevemente a contabilidade societária com a contabilidade regulatória e abre uma discussão do custo-benefício para as distribuidoras da obrigatoriedade de preparar demonstrações contábeis voltadas para o investidor, bem como a exigência do regulador em apresentar as demonstrações contábeis regulatórias. O capítulo cinco apresenta os resultados encontrados oriundos dos procedimentos realizados de acordo com a metodologia. Nesse sentido, buscou-se realizar uma análise crítica dos resultados e expor as conclusões sob a ótica do consumidor e do investidor, com sugestões para o regulador acerca do aprimoramento das políticas públicas para a mensuração das tarifas. No capítulo 6, são apresentadas as considerações finais sobre a aplicação das abordagens e metodologias na mensuração dos ativos no ambiente regulatório das distribuidoras de energia elétrica. E, por fim, são citadas as referências bibliográficas e apresentados os apêndices que trazem informações adicionais. 36 37 2 REVISÃO CONCEITUAL Este capítulo tem por objetivo apresentar os principais argumentos para a sustentar as discussões realizadas na pesquisa, estando dividido em quatro seções. A primeira seção define o conceito de justo valor utilizado nesta pesquisa. A segunda seção é caracterizada por uma análise sistematizada e bem fundamentada das abordagens e métodos de avaliação dos ativos em geral e específicos do setor de distribuição de energia elétrica, com suas vantagens e desvantagens. Na terceira seção, descrevem-se os reflexos da depreciação no processo de mensuração das tarifas. Objetiva-se, com isso, demonstrar o comportamento da depreciação em relação aos diferentes métodos de avaliação. Já a quarta seção destaca o papel da inflação nos arranjos de longo prazo, Não será questionado aqui o modelo de regulação adotado atualmente pela ANEEL, que é a regulação por incentivos tipo preço teto (price-cap). Para aprofundar sobre esse tema, vários trabalhos estão disponíveis, entre eles, os de Pires e Piccinini (1998), Ramos (2003) e Tozzini (2006). O foco é a mensuração base de remuneração regulatória sob a ótica do modelo de regulação adotado no Brasil. 2.1 A ‘Justeza’ do Justo Valor Como já citado na introdução, é consenso que as concessionárias de serviço público devem receber um retorno justo sobre o capital investido, e que sejam cobradas tarifas também justas dos consumidores, com prestação de serviços de qualidade. O que se discute é o que se entende por ‘justo’, ou seja, qual o justo valor que o investidor deve receber sobre os investimentos realizados e, ainda, que proporcione a modicidade tarifária. Nesse sentido, é necessário garantir a razoabilidade dos serviços em termos de preço e qualidade e, ao mesmo tempo, proporcionar aos monopolistas meios suficientes para a manutenção e operação e, ainda, incentivar novos investimentos. Segundo Brennan e Schwartz (1982), essa é a principal missão do regulador na determinação das tarifas, por isso o objetivo é combinar a equidade entre investidores e consumidores com incentivos adequados para a gestão das empresas. Com esse pensamento, 38 os reguladores precisam definir três pontos cruciais: a base tarifária; a taxa de retorno sobre a base tarifária; e, por último, o preço máximo a ser cobrado. Muitos autores defendem que o ideal seria estabelecer a metodologia de avaliação patrimonial no momento da privatização, o que ocasiona a definição do método adequado, mas não é o que acontece na prática (Grout, Jenkins & Zalewska, 2001 e 2004; Grout & Jenkins, 2001; Foster & Antmann, 2004). Pedell (2006) destaca a importância de se definir, na oferta pública inicial, a metodologia de avaliação a ser utilizada para se avaliarem os ativos para a base tarifária, pois os investidores levam esse dado em consideração ao realizar as suas propostas. Muitos problemas poderiam ser evitados na determinação do justo valor se fosse definido o critério de mensuração dos ativos no edital de privatização. Segundo Grout, Jenkins e Zalewska (2004), as empresas, quando privatizadas, tendem a ter valores de mercado abaixo do custo de reposição, embora, no Reino Unido, todos os serviços públicos primários (água, energia elétrica, telecomunicação) tiveram valorizações de mercado no primeiro dia de negociação. No entanto, esse montante varia de acordo com o serviço público como, por exemplo, o valor de mercado no setor de água foi menor em 4% em relação ao custo de reposição, o de gás, em 42%, e o de energia, em 60%. Deve-se, entretanto, ter cuidado ao se compararem os processos de privatização ocorridos em nível mundial, haja vista que cada país tem o seu contexto regulatório e empresas com diferentes estruturas. E, ainda, as práticas contábeis são diversas, sistemas tributários específicos, possuindo cada país e setor suas próprias idiossincrasias, por isso o regulador precisa ter cuidado ao buscar as experiências de outros países, principalmente, pela estrutura de custos, demanda e sistema tributário. O que se pretende nesta seção é apresentar o conceito de justo valor no âmbito desta pesquisa. Adota-se neste estudo que o justo valor é o equilíbrio entre a modicidade tarifária para o consumidor e o retorno adequado aos investidores. 2.2 Base de Remuneração Regulatória – BRR A BRR é o ponto de partida para o cálculo da remuneração capital (RC) investido pela distribuidora, bem como da quota de reintegração regulatória (QRR). A Tabela 2 traz um 39 resumo da Base de Remuneração Regulatória aprovada em 2014 da concessionária Ampla S/A, referente ao terceiro ciclo de revisão tarifária. É importante enfatizar que a Reserva Global de Reversão – RGR foi extinta em 2013 e não constará na BRR do próximo ciclo, com início previsto para 2015. Tabela 2 - Modelo da Base de Remuneração Regulatória Nota Técnica nº 122/2014-SRE/ANEEL - Ampla Energia e Serviços S/A Descrição Valores R$ (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral 7.537.216.689 13.344.122 (3) Obrigações Especiais Bruta 490.839.101 (4) Bens Totalmente Depreciados 398.892.190 (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada 6.634.141.276 3.185.157.925 (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado 4.352.058.764 5.450.179 (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação 4.346.608.585 0 (11) Ativo Diferido (12) Obrigações Especiais Líquidas (13) Terrenos e Servidões (14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)(12)+(13) (15) Saldo - RGR PLPT (16) Saldo - RGR Demais Investimentos (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC Real Antes de Impostos 0 394.825.761 95.772.478 4.047.555.302 17.539.393 13.229.571 4,10% 271.999.792 11,36% (20) Taxa RGR PLPT 1,35% (21) Taxa RGR Demais Investimentos 3,62% (22) Remuneração do Capital (15)*(20)+(16)*(21)+[(14-15-16)]*(19) Fonte: ANEEL 457.022.620 Note-se que o primeiro item da BRR é o Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) mensurado, nesse caso, a Valor Novo de Reposição, que é a metodologia adotada atualmente pela ANEEL. Por esse motivo, qualquer alteração no cálculo do AIS afeta os demais componentes para a determinação da Remuneração do Capital (RC) e da Quota de Reintegração Regulatória (QRR). Neste tópico, será analisado somente o AIS quanto ao método de valoração, sendo os demais componentes discutidos no próximo capítulo. A seleção da metodologia mais apropriada para a definição da BRR é complexa e envolve muitos aspectos. Os investimentos realizados impactam diretamente nas tarifas e na sustentabilidade do setor e, por isso, a importância da mensuração justa dos mesmos. E, ainda, 40 é notório o caráter de especificidade e irreversibilidade de alguns ativos envolvidos. O primeiro passo após o levantamento de todos os ativos é a sua valoração que, como já citado, é realizada, atualmente, com base no custo de reposição e não pelo valor contabilizado nas demonstrações financeiras, segundo a legislação societária. Logo após, aplica-se o índice de aproveitamento, com base no conceito de investimentos prudentes, ou seja, aqueles ativos que expressam sua efetiva utilização nas atividades de distribuição, pois somente tais investimentos devem compor a base de remuneração. Em outras palavras, o consumidor somente deve arcar com os custos daqueles investimentos pertinentes e em efetivo funcionamento para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica. Dessa forma, o valor apurado é subtraído do AIS para cálculo da BRR bruta, bem como as obrigações especiais19 brutas e bens totalmente depreciados. Os bens totalmente depreciados e ainda em funcionamento já foram pagos pelo consumidor durante a vida útil econômica estipulada pelo regulador, por isso não entram para o cálculo. O enfoque, a partir de agora, recai na mensuração do AIS, suas abordagens e critérios de avaliação. O critério de avaliação é uma questão controvertida e vem sendo objeto de intenso debate, há décadas, em todo o mundo. A existência de diversas metodologias com resultados bastante variáveis aumenta ainda mais a responsabilidade dos órgãos reguladores. E são esses resultados encontrados que devem ser justos e razoáveis. Antes de tratar do AIS propriamente dito, é necessária uma breve discussão sobre a mensuração de ativos de maneira geral. 2.2.1 Mensuração do Ativo Hendriksen e Van Breda (2007, p. 319) definem mensuração como “o processo de atribuição de valores monetários a objetos ou atividades associadas a uma empresa”. Há muito se discute qual método apropriado de mensuração de ativos e passivos para os usuários da informação contábil e ainda não se tem uma resposta única, embora chegar a um único 19 Como já citado na introdução, os recursos para as obrigações especiais não são da empresa, por isso os investimentos realizados para o cumprimento dessas obrigações devem ser retirados. 41 critério para todos os eventos econômicos que devem ser reconhecidos pela contabilidade não é tarefa fácil, ou ainda não é possível devido ao avanço das transações ao longo dos anos. Qualquer método de avaliação empregado não resulta no valor exato do ativo naquele momento e, sim, em um valor aproximado do real valor monetário, lembrando-se que a contabilidade não é uma ciência exata e, sim, uma ciência social que leva em consideração vários interesses na geração de valor. A teoria contábil preconiza que se deve escolher o método de mensuração que melhor represente a realidade econômica, ou seja, que produza uma informação contábil que favoreça a tomada de decisão. Em outras palavras, que desempenha um papel vital que influencia as decisões. Como cita Iudícibus (2010, p. 128), “Verifica-se que, no âmago de todas as teorias para a mensuração dos ativos, se encontra a vontade de que a avaliação represente a melhor quantificação possível dos potenciais de serviços que o ativo apresenta para a entidade". Cada metodologia possui pontos de vista diversos de um mesmo objeto devido a critérios de imputação temporal. Martins (2000) salienta que, no longo prazo, todas as metodologias de avaliação chegam ao mesmo lucro e caixa, sendo a inflação e o custo de oportunidade os únicos fatores que podem distorcer o lucro. Por conseguinte, do ponto de vista teórico, cada abordagem possui suas vantagens e desvantagens de acordo com a situação em que for empregada, não existindo um enfoque superior, a priori. O trabalho seminal de Edwards e Bell (1961) defende a utilização de valores de entrada para avaliação dos ativos: custo presente, custo corrente (reposição) e custo histórico corrigido. Segundo Martins (2001, p. 28), “os valores de entrada representam o sacrifício que a empresa teve (passado), tem (presente) ou terá (futuro) que realizar para adquirir um dado recurso”. Já os valores de saída buscam aproximar os ativos de seu valor econômico. São esses valores os que podem ser auferidos com a ‘venda’ de seus ativos, também chamados de benefícios. A diferença entre os sacrifícios e benefícios nada mais é que o lucro auferido da atividade econômica. Vale destacar que o valor justo (fair value) é um valor de saída. No entanto, valor justo não é uma base de mensuração universal utilizada e, sim, um conceito que contém diversos critérios para se atribuir valor. Hendriksen e Van Breda (2007, p. 309) salientam que o valor 42 justo não é uma base específica que possa ser aplicada de maneira generalizada às demonstrações financeiras e, sim, uma combinação de bases de avaliação. Em termos normativos, o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) define valor justo “como o preço que seria recebido pela venda de um ativo ou que seria pago pela transferência de um passivo em uma transação não forçada entre participantes do mercado na data de mensuração” (CPC 46, item 9). Essa é a mesma definição utilizada pelos órgãos normativos internacionais como: International Accounting Standards Board (IASB) e Financial Accounting Standards Board (FASB). Para Iudícibus (2010), os valores de entrada são mais adequados para a avaliação dos ativos, de maneira geral, uma vez que eles podem proporcionar a manutenção da capacidade física da empresa sem novos investimentos. Uma das grandes dificuldades na mensuração de um ativo a preços presentes é quando não há mercado ativo para o mesmo, pois isso aumenta o grau de subjetividade e julgamento por parte dos gestores, bem como quando há elevada participação de custos irrecuperáveis (sunk costs)20, como ocorre no setor elétrico. Uma medida objetiva para o ativo seria o seu valor líquido realizável, entretanto, quando não há uso alternativo para esse ativo, esse valor seria zero. Assim, nesta tese, não é intenção buscar uma base de avaliação ideal única, muito menos verdades absolutas e, sim, demonstrar os efeitos de cada conceito e critério no tratamento da base de remuneração regulatória dos ativos e sua influência na problemática da determinação da tarifa no setor elétrico brasileiro. 2.2.2 Mensuração dos Ativos do Setor de Distribuição de Energia Elétrica Quanto ao setor de utilidades, entre eles, o setor de energia, vários são os critérios de mensuração que também são encontrados na literatura com diversas terminologias. A diferença ocorre no aspecto temporal, em que as transações podem ter como base valores passados, presentes ou futuros, bem como nos insumos que compõem os ativos, podendo 20 Também denominados custos afundados, que são aqueles custos irreversíveis ou de valor residual nulo devido ao alto custo de reaproveitamento ou porque certos ativos só apresentariam valor de troca no próprio setor e, portanto, em situação recessiva do setor, tenderiam a valer muito pouco, na medida em que não encontrariam compradores (Seroa da Motta, 2009). 43 serem esses mensurados em termos individuais ou em conjunto, e tal fato leva a valores discrepantes para os ativos. Deve-se atentar também para a equidade intergeracional, pois, sendo os ativos de longa vida útil que ultrapassam gerações, as tarifas cobradas devem refletir o consumo do ativo em cada período, ou seja, o consumidor deve arcar de acordo com a proporção do ativo utilizado e não por aquele que ainda não está em funcionamento. Enfim, o que se busca é a base de mensuração ideal para o setor elétrico, que proporcione uma tarifa justa tanto para o consumidor quanto para o investidor. Elphick (1999) cita quatro critérios de mensuração, não existindo conceitos corretos ou errados, sendo cada um deles útil em determinada circunstância. Esses critérios são: valor realizável líquido (valor de mercado corrente); custo histórico; custo de reposição; e valor em uso. Já Greenwald (1980) destaca três métodos admissíveis para a mensuração dos ativos: custo histórico; custo de reposição; e o custo corrigido pela inflação. Enfim, cada método vai levar a diferentes valores patrimoniais, necessitando todos eles terem como objetivo a proteção e a manutenção do capital financeiro (ou monetário) a longo prazo, bem como a remuneração dos proprietários que investiram em busca de um retorno adequado. 21 O Economic Insights (2009) destaca duas grandes limitações da teoria da regulação que ainda não foram resolvidas: o não reconhecimento da natureza dos ativos de rede como custos irrecuperáveis (sunk cost) e a utilização inadequada do princípio da manutenção do capital financeiro real. Outro ponto é a definição de como os ativos serão valorados, ou seja, como a base de ativos regulatórios será mensurada a partir da regulação, que é o foco desta tese. Bertram e Twaddle (2005) destacam que a definição da valoração dos ativos ficou mais difícil nos países onde a indústria era estatal, pois não havia um controle contábil rígido ou porque os ativos estavam subvalorizados. Um dos grandes desafios da regulação é atingir o princípio da manutenção do capital financeiro das empresas reguladas na determinação da política tarifária, pois, para a sobrevivência e sucesso de uma organização, é imperativa a manutenção do capital. Segundo Szuster (1985), a manutenção do capital monetário ocorre se o valor do investimento realizado pelos acionistas for mantido ao longo do tempo, sem considerar os 21 A Manutenção do Capital Financeiro real significa que a empresa regulada é compensada por despesas e investimentos eficientes de tal forma que, em uma base ex-ante, seu capital financeiro é mantido, pelo menos, em termos de valor (Economic Insights (2009)). 44 tipos de ativos existentes na empresa, mas apenas seus valores. Todavia, o autor alerta para a necessidade de se corrigir esse capital por um índice que possa medir a variação média geral de preços (inflação). Como já salientado, o foco desta tese é a mensuração dos ativos no setor elétrico do segmento de distribuição, tratando-se de um setor regulado e monopólio natural. Essas características precisam ser levadas em consideração quando da determinação do critério de mensuração. Os ativos utilizados na prestação de serviços públicos devem ser mensurados com vistas a proporcionar um retorno justo para os investidores e, ao mesmo tempo, uma tarifa acessível para os consumidores e com serviços de qualidade. Devem-se impedir transferências de renda espúrias aos monopolistas, mas deve-se impedir também o benefício ao consumidor à custa da perda do investidor, porque isso coloca em risco a continuidade de investimentos no setor. O que se busca é o equilíbrio entre o custo e o nível de qualidade, e encontrar esse patamar é difícil, principalmente, devido à assimetria de informação e mercados imperfeitos. Há os que defendem a utilização do valor contábil (book value), pois esse representa o valor pago pelo investidor, entendendo-se que esse é o justo valor sobre o qual o retorno justo deve ser pago (Greenwald, 1980). Segundo Foster e Antmann (2004), as diversas metodologias de avaliação disponíveis proporcionam resultados bastante divergentes quando aplicadas nas empresas reguladas. Além disso, quando da decisão do método de avaliação, deve-se levar em consideração o momento da privatização, a qualidade das informações contábeis e o marco regulatório. Sabe-se que, no Brasil, quando da privatização do setor elétrico, não foi determinada a metodologia de mensuração dos ativos. Essa discussão foi postergada para o primeiro ciclo de revisão tarifária. O marco regulatório não existia, tendo início somente em 1996 com a criação da ANEEL. Atualmente, o setor já está consolidado, não havendo mais privatizações e, sim, aperfeiçoamentos da metodologia de avaliação. Entretanto, vários contratos de concessão terminam entre 2015 e 2016, havendo o desafio da justa indenização dos ativos não amortizados, que passa novamente pelo crivo da avaliação dos ativos pelo método adotado pelo regulador. Enfim, são muitas as abordagens para a mensuração dos ativos com a finalidade de determinação da tarifa. Com base na literatura existente, esta tese adota duas grandes abordagens para o cálculo da base de remuneração regulatória dos ativos: (a) método baseado no custo dos ativos; e (b) método híbrido, conforme mostra a Figura 7, e que serão discutidos, 45 separadamente, nos próximos tópicos. Entende-se que os métodos selecionados englobam grande parte dos existentes, inclusive, alguns se diferenciam somente na nomenclatura, haja vista que os conceitos são os mesmos. Ademais, independentemente, do método adotado, um requisito primordial é a consistência na valoração dos ativos ao longo do tempo, pois isso auxilia na redução da incerteza e na percepção de risco por parte dos investidores. Custos dos Ativos Custo Histórico - CH Custo Histórico Corrigido - CHC Abordagens para o cálculo dos ativos no setor elétrico Custo de Reposição Otimizado e Depreciado - CROD Valor Novo de Reposição - VNR Híbrido Deprival Value - DV Figura 7 - Abordagens para o Cálculo dos Ativos Fonte: Elaborada pela autora Como exposto na Figura 7, existem diversas abordagens gerais que utilizam os custos dos ativos, não necessariamente apenas os valores contábeis baseados em custo histórico ou custo de produção. Assim, neste estudo, serão considerados: custo histórico, custo histórico corrigido e o custo de reposição em duas abordagens, o valor novo de reposição e o custo de reposição otimizado e depreciado. A assimetria de informação, que é peculiar ao setor elétrico, favorece a ocorrência de risco moral22 (moral hazard). Apesar de poder o comportamento oportunista também ocorrer no custo histórico, como, por exemplo, aquisição de equipamentos acima do valor de mercado, esse método parece mais confiável, pois deve refletir o valor desembolsado na aquisição ou construção dos ativos, ou pode, pelo menos, mitigar esse problema, não 22 Macieira (2006) analisou o risco moral no cálculo do reposicionamento tarifário das distribuidoras de energia elétrica. 46 refletindo, todavia, o valor do dinheiro no tempo. Já o custo histórico corrigido é atualizado monetariamente por um determinado índice geral de preços, alterando os valores registrados a custo histórico de valores nominais para valores reais de uma efetiva capacidade geral de compra da quantidade monetária envolvida, ou seja, o valor de aquisição ou construção no momento do reconhecimento, mas em valores reais de capacidade geral de compra em determinada data. Dessa forma, o CHC também pode colaborar para coibir o risco moral, com remuneração mais próxima da realidade. E, por último, o custo de reposição (VNR ou CROD) reflete o valor do ativo como se fosse construído ou adquirido a preço corrente. O resultado apurado por esse método preserva a manutenção do capital físico, pois parte do capital será utilizado na reposição dos ativos. Trata-se essa de uma visão prospectiva em que ocorre uma mudança temporal na medição das entradas e saídas, além de demonstrar o que sobrará no caixa após a reposição dos investimentos. Entretanto, esse método pode premiar ou punir o investidor e, inversamente, o consumidor. Quando o custo de reposição for acima do capital empregado, em termos de um investimento atualizado monetariamente, é o consumidor atual que financia os ativos futuros por meio das tarifas mais altas. Se ocorrer o oposto, custo de reposição abaixo do capital empregado em termos “reais”, atualizado monetariamente, as tarifas serão mais acessíveis, porém, prejudicando as distribuidoras, pois essas não conseguem repor o capital investido. Foster e Antmann (2004) afirmam que a abordagem pelo custo de reposição reflete o valor dos ativos para o negócio. Mas, devido à longa duração dos ativos utilizados no setor elétrico, a mensuração pelo custo de reposição torna-se complexa, em virtude de três fatores: inflação, depreciação e mudanças tecnológicas. Pardina, Rapti e Groom (2008) argumentam que esse método pressupõe que o ativo existente é o mais eficiente. Assim, a mensuração pelo custo de reposição, por sua natureza, exige muito mais um alto grau de julgamento que aquela pelo custo histórico corrigido ou não. Esse método também se mostra complexo para sua implementação e dispendioso para a sua manutenção e monitoramento, podendo ainda ser contaminado pelo progresso tecnológico e pela volatilidade das commodities. Segundo Gomide (2005), o custo de reposição tende a ser menor que o custo histórico devido a inovações tecnológicas. Entretanto, no setor elétrico, esse fato não é regra, mas somente uma tendência, a julgar que os insumos necessários aos investimentos são 47 commodities com muita volatilidade. E a remuneração do investidor precisa refletir esses riscos inerentes à atividade de distribuição. Considere-se uma situação hipotética em que um investidor incorre em gastos de $100 milhões para instalar ativos fixos de distribuição sem a possibilidade de uso alternativo (custo afundado), regulado pela abordagem de custo de reposição e com uma revisão tarifária de quatro em quatro anos. Durante esse período, o retorno do investimento inicial foi adequado, entretanto, entre o lapso de tempo até a próxima revisão, ocorreu uma evolução tecnológica em que se reduz o custo de reposição para $95. Nesse modelo, o investidor irá receber, nos próximos anos, uma remuneração aquém do investimento realizado. Pode-se afirmar, acerca desse caso, que ocorrerá uma expropriação de riqueza pelo regulador e ausência de incentivos para novos empreendimentos, visto ser necessária a previsibilidade de ganhos para o investidor planejar suas despesas futuras. Assim, o regulador busca atrair novos investimentos a menor preço, entretanto esses se mostram insuficientes para recuperar os custos passados. E essa visão não atende ao critério da equidade. Como Small e Ergas (1999) citam: “muitas formas de regulação têm como objetivo evitar ganhos exorbitantes das empresas, mas não viabilizam uma proteção quanto a perdas advindas do modelo de regulação”. Esse ponto é crucial para o entendimento desta tese, tendo em vista que, quando o custo de reposição é menor que o custo histórico corrigido, o consumidor está sendo beneficiado com baixas tarifas, mas, ao mesmo tempo, o investidor não recupera o capital anteriormente investido. Se ocorrer o contrário, ou seja, quando o custo de reposição for maior que o custo histórico corrigido, o investidor está sendo remunerado pelo capital investido mais um excedente, a fim de propiciar capital para quando o ativo tiver que ser substituído. Isso significa que não será o investidor que tirará dinheiro de seu bolso, no futuro, para o acréscimo de investimento a fim de repor um determinado ativo mais à frente, mas, sim, o consumidor de agora é que estará financiando esses recursos. Será justo que o consumidor faça esse financiamento e que, além disso, o investidor, sem fazer esse investimento incremental, venha a ter remuneração sobre ele? Deve-se levar em consideração que as concessões são de longo prazo, mas chegam ao fim. Além disso, o investidor de hoje não é necessariamente o de amanhã, podendo ocorrer a troca de investidores. Se o investidor anterior, que recebeu a menor devido ao custo de reposição reduzido, não continuar a operar a concessão quando do término do contrato, ele arcará com o retorno abaixo do capital empregado. E ainda, se for ao contrário, o investidor 48 receber um valor maior do que aplicou, ele terá embolsado recursos acima do custo de capital empregado. Essa é uma questão de política pública a ser delineada pelo regulador. Se o regulador optar por reduzir as tarifas, mesmo que o investidor tenha prejuízo, é uma questão de política pública, no entanto, deve-se avaliar o custo dessa decisão para os próximos investimentos, visto que a taxa de retorno terá que ser maior a fim de recuperar as perdas. A Comissão Australiana de Competição e do Consumidor23 - ACCC (1998) afirma que “um retorno sobre o custo de reposição é o máximo que uma empresa monopolista poderia ganhar em um mercado perfeitamente disputado”24. No entanto, a Comissão alerta que o conceito de contestable market é em relação a um mercado competitivo e, além disso, não pode ser aplicado a ativos específicos para fins regulatórios. Ainda, Johnstone (2003) argumenta que o custo de reposição para a mensuração dos ativos existentes inflaciona as tarifas e proporciona um retorno exorbitante sobre os investimentos. Isso significa que ocorre uma transferência de riqueza dos consumidores para os investidores quando o custo de reposição for maior que o custo histórico corrigido. E mais, o custo de reposição eleva o nível de subjetividade, pois depende de fatores que ainda acontecerão. Como veremos adiante, surgiram refinamentos desse método, dependendo do setor a ser utilizado. No setor elétrico, os mais utilizados são o Custo de Reposição Otimizado e Depreciado e o Valor Novo de Reposição. O CHC e o CR são modelos diferentes do Custo Corrente Corrigido (CCC), conforme defendido por Szuster (1985), para a distribuição de lucros. O CCC reconhece os efeitos tanto da variação geral de preços quanto da variação de preços específicos, podendo os preços específicos terem um comportamento diferente da inflação geral. Como demonstrado, não existe consenso na literatura quanto à metodologia a ser utilizada pelos reguladores, mas existem concepções diferentes que levam a consequências variadas. A participação da sociedade nesse processo é reduzida, devido, principalmente, à complexidade do tema. Assim, a transparência dos modelos tarifários é de extrema importância, inclusive, para ser mais compreensível para o consumidor. A sociedade precisa saber as razões da escolha de um método em detrimento de outro, devendo a governança regulatória dar credibilidade à ação do regulador com a divulgação detalhada dos aspectos 23 Australian Competition and Consumer Commission. A return on replacement cost is the maximum that a monopoly firm could earn in a perfectly contestable market. 24 49 técnicos da regulação. A seguir, discute-se cada abordagem, demonstrando as vantagens e desvantagens de cada metodologia. 2.2.2.1 Custo Histórico (CH) O custo histórico tem por função propiciar uma contabilização baseada no conceito de que lucro é o resultado obtido devido a investimentos realizados no passado. Esse tipo de custo tem sido a base de mensuração mais utilizada na contabilidade, pois tem a vantagem de ser baseado em dados contábeis de fácil confirmação, ou seja, reduz a necessidade de julgamentos para a avaliação dos ativos. Entretanto, é relevante somente no momento da aquisição ou produção do bem, visto que, logo após, começa a perder a substância econômica em virtude de diversos fatores, como a inflação e/ou alteração dos preços específicos devido à tecnologia, por exemplo. O ativo registrado a CH em tempos de grandes mudanças tecnológicas pode estar superestimado nas demonstrações contábeis, pois, nesse caso, a tendência é que o ativo moderno seja mais barato, podendo, inclusive, obrigar ao registro de seu impairment, ou seja, de perda da parcela não recuperável no futuro. Parte do lucro apurado por esse método pode ser ilusório (pode não ser acréscimo patrimonial), pois, nesse aspecto, para a apuração do lucro, não é levada em consideração a sua data de formação. Esse lucro foi calculado com valores de moeda em diversas datas e, portanto, não representa a realidade, por isso parte desse lucro não se constitui em acréscimo patrimonial, pois só existe acréscimo patrimonial pelo excedente ao efeito inflacionário. Nas empresas reguladas, esse método também é chamado de custo histórico depreciado (CHD), que nada mais é que o valor dos ativos diminuído de sua depreciação. A vantagem dessa abordagem é ter por base a informação contábil registrada nos demonstrativos, reduzindo a necessidade de se utilizarem julgamentos para a avaliação dos ativos (Economic Insights, 2009). Alguns adjetivos contribuem para a adoção do custo histórico: objetividade, praticabilidade e verificabilidade. No entanto, como já comentado, esse tipo de custo possui pouca representatividade como medida de valor, sendo indispensável um equilíbrio entre a objetividade e a precisão. Não adianta ser o método objetivo, mas impreciso na mensuração. O valor contábil a custo histórico é distorcido quando há inflação, visto que, mesmo quando o índice é baixo, tende a estar subestimado, pois está contabilizado em valores nominais do 50 passado e não reais em capacidade de compra da moeda de hoje. Outra desvantagem desse método é que ele está alicerçado sobre pilares robustos de prudência. Trazendo a discussão para o setor elétrico, não há muito a se discutir sobre esse método para a determinação da tarifa, pois os custos são, geralmente, atualizados monetariamente por um índice de reajuste de preços. Assim, quando se fala em custo histórico para a mensuração da tarifa, a sua atualização monetária é levada em consideração, principalmente, para manter o equilíbrio econômico financeiro a que as concessionárias têm direito. Apesar de esse método apresentar praticidade e não dar margem a julgamentos, ele acaba por ser invalidado, pois, na presença de inflação, o ativo é subavaliado. Portanto, tratase de uma objetividade cega, extremada, com pouco significado econômico. Em resumo, esse modelo só será válido se atualizado monetariamente, conforme será discutido no próximo tópico. 2.2.2.2 Custo Histórico Corrigido (CHC) Custo histórico corrigido é o valor pelo qual o bem foi registrado inicialmente, sendo, posteriormente, atualizado por determinado índice de variação de preços, ou seja, possibilita a manutenção do custo original em data posterior. Não se trata de custo corrente, sendo apenas o custo histórico recalculado em função de variações do poder aquisitivo geral da moeda. Também, não representa o novo valor de mercado do ativo, mas representa o valor do ativo atualizado, monetariamente, do que tiver sido pago pelo bem na data da sua aquisição, e não o valor do ativo a preços de reposição ou venda. Seu objetivo é somente refletir os efeitos da inflação e não produzir valores de mercado, sendo o resultado mensurado em termos da capacidade geral de compra da moeda de uma certa data. Esse tipo de custo apresenta a mesma filosofia do custo histórico, de que lucro é o resultado obtido de investimentos realizados no passado, mas somente depois dos valores corrigidos. Segundo Martins (1972, p. 2), é possível, com esse método, colocar vários custos ocorridos em datas distintas em valores de capacidade aquisitiva de mesma data, proporcionando uma melhor comparabilidade. 51 Essa comparação é uma das grandes vantagens desse método, ou seja, trazer os valores das transações para uma mesma data e uma moeda de poder aquisitivo constante (ou seja, moedas de épocas diferentes, como se fossem iguais), permitindo, ainda, a manutenção do capital monetário. É importante destacar que, mesmo em um ambiente de baixa inflação, esse método não pode ser desprezado, pois é vital se refletir a mudança dos valores no tempo. Outro benefício é a minimização do risco de descapitalização que afeta o nível de investimento a ser realizado pela companhia ou, ainda, a descontinuidade da mesma. No Brasil, a correção monetária dos balanços passou a ser obrigatória em 1964, com a sanção da Lei nº 4.537, mas já era facultativa desde 1944. No entanto, em 1995, essa lei foi extinta, em virtude da promulgação da Lei nº 9.249/95. O tema foi bastante debatido por Martins em vários trabalhos: Martins (1984 e 1985) e nos Boletins IOB – Temática Contábil e Balanços (1982; 1984, 2002 e 2004); Santos e Barbieri (1990); Barbieri (1996); Santos (2001 e 2002). Outros estudos nacionais, como os de Szuster (1985); Brunéli (1987); Feitosa (2002); Gabriel, Assaf Neto e Corrar (2003); Salotti, Lima, Corrar, Yamamoto e Malacrida (2006), e internacionais, como os de Baran, Lakonishok e Ofer (1980), Gordon (2001) e Davis-Friday (2001), demonstram a importância do reconhecimento da inflação nas demonstrações contábeis25. Vale destacar que, devido à longa convivência com a inflação no Brasil, foram desenvolvidas técnicas de correção monetária com o objetivo de gerar informações úteis para a tomada de decisão, como a Correção Monetária do Balanço (CMB) e a Correção Monetária Integral (CMI). A principal diferença entre elas é que a CMB atualiza somente os valores dos ativos permanentes e patrimônio líquido (itens não monetários), registrando seus efeitos em uma única conta na demonstração de resultados, ou seja, trata-se de uma simplificação. Já a CMI, que teve origem segundo os moldes da Contabilidade a Nível Geral de Preços26, atualiza todas as contas patrimoniais e de resultados, sendo os valores das demonstrações contábeis evidenciados em moeda de poder aquisitivo constante. Embora a CMB leve a valores de resultado líquido e de balanços aceitáveis, a CMI apresenta aperfeiçoamentos que possibilitam a avaliação mais exata do patrimônio, pois identifica os itens que geraram perdas ou ganhos em virtude da inflação. Para exemplificar, a Copel Distribuição S.A continuou divulgando, voluntariamente, as demonstrações contábeis em moeda constante até o ano de 2000. A Tabela 3 compara o 25 26 Existem outros estudos não citados, mas que chegaram ao mesmo resultado. Price Level Accounting. 52 imobilizado líquido pela Legislação Societária com a demonstração corrigida pela inflação. Note-se que, apesar de ser um período considerado de baixa inflação, houve, em cinco anos, uma taxa acumulada de 35,29%. Esse fato subavaliou o imobilizado em todos os anos, sendo a diferença, em 2000, de 32%. Ressalta-se que, nessa Tabela, a coluna referente à moeda constante apresenta valores em capacidade de compra de cada final de ano a que se refere. Logo, os valores de cada ano também não são comparáveis entre si. Tabela 3 - Comparação do Imobilizado Líquido COPEL - D Imobilizado Líquido Legislação Societária Moeda Constante MC/LS 1.996 1.269.807 1.504.645 118% 1.997 1.333.990 1.551.308 116% 1.998 1.522.142 1.754.290 115% 1.999 1.535.373 1.905.591 124% 2.000 1.524.187 2.005.994 132% Inflação Acumulada 1996 a 2000 - 35,29% Fonte: Demonstrações Contábeis – Copel-D O método CHC também é chamado de custo histórico indexado, o qual requer a base dos ativos em termos reais (corrigidos monetariamente) e, posteriormente, a sua indexação por um deflator adequado (Economic Insights, 2009). Nesse sentido, o índice a ser utilizado deve representar a realidade inflacionária e as características do setor analisado. Trazendo essa discussão para o setor elétrico, a mensuração da BRR, segundo o custo histórico corrigido, pode provocar um sobreinvestimento e onerar as tarifas no longo prazo, comparativamente, ao que ocorreria pelo custo de reposição se esse for inferior à evolução da inflação, podendo, ainda, provocar a descapitalização. O monopolista não tem incentivos para realizar investimentos prudentes, mas pode manter ativos redundantes, com o objetivo de receber remuneração sobre eles. Entretanto, uma estrutura de governança com uma fiscalização eficiente pode resolver esse ponto. Relembrando o que já foi citado, o regulador tem que levar em consideração a manutenção do capital monetário real para a determinação da tarifa. Além disso, o custo histórico corrigido é superior ao custo histórico e adequado para análise da eficiência econômica das organizações. Vale salientar que, se houver uma divergência significativa entre a inflação atual e a projetada, as decisões tomadas anteriormente serão prejudicadas. A ANEEL utiliza o reajuste tarifário anual como um dos mecanismos para corrigir a tarifa nos anos em que não ocorre a revisão tarifária, utilizando o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M), deduzido do Fator de Produtividade (Fator X). Os elementos que compõem a tarifa e sua atualização serão discutidos no próximo capítulo. 53 Divergências podem ocorrer na escolha do índice a ser utilizado e, como consequência, distorcer os relatórios, sendo essa uma desvantagem do método CHC. Cada índice possui uma metodologia diferente, sendo também calculado por vários órgãos. Como será demonstrado adiante, os valores acumulados pelos diferentes índices são bastante diversos. Nesta tese, defende-se o Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA, por se entender ser um bom indicador, além de refletir a inflação oficial. Apenas para ilustrar, as Tabelas abaixo trazem um exemplo simples em que um imobilizado é adquirido por R$ 1.000 ao final do ano zero. Nos dez anos seguintes, ocorreu uma inflação anual de 3%, e a depreciação linear, de 2% ao ano. No período, não houve aquisição de imobilizado e nem reavaliação. A Tabela 4 demonstra o imobilizado contabilizado a custo histórico, estando esse bem, ao final de dez anos, registrado com um valor líquido de R$ 800. Já a Tabela 5 traz os ajustes da inflação, podendo-se perceber que, ao final dos dez anos, o mesmo imobilizado estaria registrado a R$ 1.075, com uma diferença quase de 35%, o que corresponde à inflação acumulada no período. Tabela 4 - Evolução do Imobilizado em Dez Anos sem Correção Monetária Sem ajuste da inflação Imobilizado 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 (-) Depreciação Acumulada (20) (40) (60) (80) (100) (120) (140) (160) (180) (200) Imobilizado Líquido 980 960 940 920 900 880 860 840 820 800 Fonte: Elaborado pela autora Tabela 5 - Evolução do Imobilizado em Dez anos com Correção Monetária Com Ajuste da Inflação Imobilizado (-) Depreciação Acumulada Imobilizado Líquido 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1.030 1.061 1.093 1.126 1.159 1.194 1.230 1.267 1.305 1.344 (21) (42) (66) (90) (116) (143) (172) (203) (235) (269) 1.009 1.018 1.027 1.035 1.043 1.051 1.058 1.064 1.070 1.075 Fonte: Elaborado pela autora Se, ao final do período (sem considerar os impostos), esse imobilizado for vendido por R$ 1.200, será reconhecido um lucro de R$ 400 na demonstração sem ajuste da inflação e, na corrigida, um lucro de R$ 125. Veja-se que ocorre um lucro ilusório de R$ 275, devido, exatamente, à não correção monetária do ativo. De modo específico, no setor elétrico, a tarifa tem por objetivo permitir a recuperação do investimento realizado no passado, mensurado pelo justo valor, e que permita também uma taxa de retorno pactuada. Esta tese defende que o CHC atende a esse objetivo, ou seja, quando a vida útil do ativo chegar ao fim, e for necessária a sua substituição, o investidor é que tem a obrigação de buscar o capital para realizar o novo investimento, e esse capital vai ser 54 recuperado no futuro à medida que o bem vai sendo utilizado e uma nova taxa de retorno contratada. Isso posto, o CHC demonstra ser uma boa opção para a determinação da tarifa, principalmente, pelo equilíbrio entre custos e benefícios e, ainda, por considerar o contexto histórico e, não, variáveis incertas e discricionárias. Importante mencionar que mesmo no valor de origem podem ocorrer algumas distorções ou imperfeições na sua mensuração, principalmente no setor analisado devido ao processo de privatização. 2.2.2.3 Custo de Reposição (CR) Enquanto o CHC realiza um ajustamento dos valores históricos, neutralizando os efeitos das variações de preços em geral, o CR reflete as variações dos preços específicos, levando em consideração, em alguns casos, as mudanças tecnológicas. O CR pode suprir as deficiências dos registros contábeis pobres, entretanto é mais subjetivo em relação aos métodos anteriores. A filosofia dessa metodologia é diferente, existindo algumas divergências entre essa filosofia e a dos métodos do CH e CHC. Gordon (2001) analisou a relevância dos três métodos na contabilidade de 260 empresas mexicanas, de 1989 a 1995, período em que a inflação era alta naquele país. O estudo apontou uma variação na inflação no período analisado de 7% a 52%, demonstrando os resultados que o CHC e CR são superiores ao CH e, ainda, que o CR é mais relevante que o CHC, no período analisado. Vale salientar que a amostra era composta de empresas de diversos setores, não apenas do setor elétrico. A BRR, segundo o custo de reposição, tem uma visão prospectiva e está associada à capacidade de se manterem os ativos com o grau de desenvolvimento tecnológico. Entretanto, o consumidor, nem sempre, está disposto a pagar por essa tecnologia disponível se essa propiciar tarifas mais altas, ou seja, se o custo de reposição for superior ao custo histórico corrigido. Segundo Guthrie, Small e Wright (2006, p.2), a tendência moderna é a adoção do “foward-looking cost rules”, em que os custos dos ativos são baseados nos valores pelos quais um bem seria construído na data da avaliação, utilizando-se a melhor tecnologia disponível. 55 Embora o custo de reposição seja uma medida de avaliação válida para a determinação das tarifas, uma investigação robusta deve ser realizada para a prevenção de ganhos inesperados dos investidores, ou benefícios exagerados aos consumidores, prejudicando a continuidade da prestação do serviço. Existem, portanto, dificuldades práticas devido à subjetividade utilizada para o cálculo. Se dois peritos forem contratados para avaliar o ativo pelo custo de reposição, os valores dificilmente serão iguais devido à discricionariedade de escolhas que são necessárias como, por exemplo, ativos com diversas tecnologias disponíveis. Assim, melhorias na metodologia foram sendo propostas ao longo do tempo. Adiante, serão discutidos dois métodos baseados no custo de reposição bastante utilizados no setor elétrico. 2.2.2.3.1 Custo de Reposição Otimizado e Depreciado27 (CROD) Esse método é visto como um refinamento do custo de reposição, pois envolve o custo atual de reposição de um ativo moderno, supondo-se que serão substituídos por ativos mais eficientes. O referido método é adotado na Austrália e Nova Zelândia. Segundo o Economic Insights (2009), “CROD é definido como o custo depreciado de um mesmo ativo equivalente e moderno, com os valores na forma mais eficiente possível a partir de uma perspectiva de engenharia dada a capacidade de cobertura da rede, com a depreciação na base da idade dos ativos existentes”28. Spence (2004) analisou a utilização dessa metodologia no setor elétrico e concluiu que é um conceito fraco e não resolve os problemas da regulação das tarifas. Assim, a autora defende a utilização do custo atual ou uma avaliação, com acordo prévio, para um melhor resultado regulatório e preços mais justos aos consumidores. Esse método pode levar a empresa a receber tarifas como se sua infraestrutura fosse nova, eficiente e a preços de hoje, enquanto, na verdade, esses são ativos antigos com vida útil econômica de longa duração. Isso significa que o consumidor estaria financiando um investimento realizado há muito tempo, como se ele estivesse sendo construído hoje, ou seja, 27 Optimised Depreciated Replacement Cost (ODRC). The ODRC is defined as the depreciated cost of replicating the system using modern equivalent asset (MEA) values in the most efficient way possible from an engineering perspective, given the network’s service capability, with depreciation based on the age of the existing assets. 28 56 o desempenho atual está sendo mensurado com base em investimentos estimados para o futuro e não por investimentos passados, como no CHC. Para a mensuração do ativo pelo CROD, é necessário realizar diversas escolhas subjetivas e arbitrárias e, principalmente, de engenharia. Johnstone (2003) argumenta que é impossível auditar esse método, sendo esse um fato que deve ser levado em consideração, principalmente, nos ambientes regulados, como o do setor elétrico. O regulador australiano defende o CROD com base na teoria econômica, apesar de reconhecer os inúmeros problemas com essa metodologia. O ACCC (1999, p. 39) explicita: “Uma interpretação do CROD é que é a metodologia de avaliação que seria consistente com o preço cobrado por um novo operador eficiente em uma empresa, e por isso é consistente com o preço que prevaleceria na empresa em equilíbrio em longo prazo”.29 Como visto, não há consenso quanto a essa metodologia de avaliação. A ANEEL, no primeiro ciclo de revisão tarifária30, utilizou esse método, pois ainda não havia um banco de dados de referência disponível para as concessionárias. Entretanto, conforme expõe Teixeira (2005), a experiência brasileira com a aplicação do CROD foi um processo difícil, com consequências indesejáveis para os reguladores e a sociedade. Percebese, entretanto, que esse método foi adotado no papel e não, propriamente, na prática. Um breve relato da mensuração dos ativos nos três ciclos é realizado no capítulo seguinte. 2.2.2.3.2 Valor Novo de Reposição (VNR) Esse método estabelece o preço de reposição de cada ativo, tendo como base uma empresa referência, sendo essa a principal diferença com o CROD, que, por sua vez, tem por base um ativo equivalente moderno (Modern Equivalent Asset - MEA). A ANEEL estabeleceu, na Resolução Normativa nº 457/201131, que o VNR “refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir do banco de preços da 29 One interpretation of DORC is that it is the valuation methodology that would be consistent with the price charged by an efficient new entrant into an industry, and so it is consistent with the price that would prevail in the industry in long run equilibrium. 30 Ver Nota Técnica n.º 353/2007-SRE/SFF/ANEEL 31 A Resolução 457/2011 estabelece o módulo 2: Revisão Tarifária Periódica de Concessionárias de Distribuição. 57 concessionária, ou do banco de preços referenciais, quando homologado, ou do custo contábil atualizado”. Anuatti Neto, Pelin e Peano (2004) citam que esse método é defensável por não se ater aos registros contábeis, buscando retratar o custo de oportunidade do capital utilizado, embora seja pouco difundido entre as empresas brasileiras, o que pode dificultar a sua aplicação. Entretanto, se o valor do bem novo é utilizado como a base para a determinação da tarifa, o investidor recebe uma quantia diferente daquela inicialmente investida, como, por exemplo, se o custo do bem foi $100 e, quando da revisão tarifária, a avaliação pelo ativo novo está em $120. Assim, o investidor recebe sobre os $120 e não pelo $100 realmente desembolsado, que, logicamente, tem que ser ajustado pela inflação do período para a manutenção do capital monetário, ou seja, o investidor está sendo remunerado acima do capital investido e por um valor de um bem que ainda será reposto, podendo o seu preço ser bem diferente à época. Se ocorrer o contrário, o VNR estiver abaixo do investido, por exemplo, em $80, a empresa estará sendo expropriada, pois desembolsou $100 e, ainda, em termos nominais. Pelo exposto, a base pode ainda estar ‘super’ ou ‘sub’ avaliada pela subjetividade com que esse método está exposto e acarretar ônus excessivos aos consumidores ou investidores. 2.2.3 Vantagens e Desvantagens do CHC e CR Este tópico tem por objetivo confrontar as duas metodologias (CHC e CR), por serem elas a base deste estudo, demonstrando os pontos fortes e fracos de cada uma. A Figura 8 traz as vantagens e desvantagens do custo histórico corrigido e do custo de reposição. 58 Vantagens Custo Histórico Corrigido Preserva o valor do ativo Recupera o investimento e a taxa anteriormente acordada Auditável Consistente com o conceito de justo valor Superestimado quando há avanço tecnológico significativo Desvantagens Custo de Reposição Ativos próximos ao valor econômico Maior grau de subjetividade Dificuldade de encontrar ativos iguais ou similares Menos transparente Depende de fatos que ainda acontecerão Pode não recuperar o investimento inicial devido à variabilidade dos preços dos insumos, que são commodities Pode receber de volta todo o valor investido e ainda obter caixa adicional que não será chamado de lucro Figura 8 - Vantagens e Desvantagens do CHC e CR Fonte: Elaborado pela autora Como demonstrado, o CHC apresenta mais vantagens do que o CR. A desvantagem do custo histórico corrigido é quando ocorre um avanço tecnológico significativo que proporcione a diminuição do valor de reposição. Entretanto, para a determinação da tarifa, o investidor deve ser remunerado pelo capital que foi investido e não pelo que irá repor no futuro. E, ainda, quando da realização do investimento, era o que tinha de mais eficiente naquele momento, não podendo o investidor ser penalizado por esse fato. O CHC é mais transparente e auditável e traz, em termos reais, o valor do ativo que foi adquirido anteriormente. E é esse valor que será a base para a sua remuneração, permitindo a recuperação do investimento em termos reais, consistente, dessa forma, com o conceito de justo valor adotado nesta tese. Rogerson (2011) argumenta que as regras baseadas em custo são mais objetivas e, portanto, reduzem gastos no processo regulatório. O autor afirma ainda que, para a adoção de regras “foward-looking cost rules”, essas devem oferecer vantagens adicionais para compensar, caso contrário, não fica claro porque elas devem ser utilizadas. Em outras palavras, o CR tem que proporcionar benefícios superiores aos custos incorridos. Uma grande desvantagem do CR é o seu grau de subjetividade, que impede um acompanhamento maior pelo regulador e sociedade, sendo, portanto, menos transparente. E, como os valores ainda estão por se concretizar, e por um longo período de tempo, pode ser que esse montante seja bem diverso daquele efetivo valor no futuro. Como já citado, alguns insumos utilizados nos investimentos são commodities com grande volatilidade e, dependendo da data do laudo de avaliação, esses preços podem estar em alta ou em baixa, prejudicando uma mensuração justa. Essa variação pode expor os investidores a riscos inesperados e, para cobrir esses riscos, tem que haver uma compensação, como, por exemplo, ajustar a taxa de remuneração acordada previamente. 59 Para tomada de decisão e planejamento estratégico, o CR é vantajoso, pois traz o valor do ativo próximo ao seu valor econômico, mas, para a determinação da tarifa, pode ser prejudicial para o investidor e/ou consumidor, conforme demonstrado na Figura 9. Metodologias Consequências Tarifas mais altas CR > CHC Remuneração do investidor acima do capital empregado Ao repor o ativo, não há novo investimento por parte do investidor Consumidor, por meio da tarifa, já financiou o novo ativo Investidor recebe um retorno sobre um capital que não foi investido Depreciação computada acima do que o investidor desembolsou Tarifas mais baixas CR < CHC Remuneração do investidor abaixo do capital investido Depreciação computada a menor do que foi desembolsado Não atende ao princípio do equilíbrio econômico-financeiro Figura 9 - Consequências da Aplicação dos Métodos Fonte: Elaborado pela autora Quando do laudo de avaliação realizado para a revisão tarifária, ocorre um CR maior que o CHC (ou seja, maior que a inflação do período), ocasionando uma tarifa mais alta do que o necessário; nesse caso, o consumidor estará ‘financiando’ um excedente para a reposição de um ativo no futuro. Se ocorrer o contrário, o CR for menor que o CHC, o consumidor será beneficiado, mas coloca em risco a prestação do serviço no futuro. O investidor não recupera o capital investido anteriormente, em que existia outra realidade, ou seja, outra tecnologia, que era a disponível naquele momento e considerada a mais eficiente. Nesse caso, o regulador deverá ajustar a remuneração do investidor e, por consequência, adotar o CHC, o que, ao final da vida útil do ativo, resultará no desembolso do investidor (capital próprio ou de terceiros) para a reposição do bem, devendo uma nova taxa de retorno ser pactuada para a recuperação desse capital. A Tabela 6 mostra um exemplo numérico simples para melhor entendimento. Se um ativo foi adquirido por 100 e contabilizado e depreciado a CH, após cinco anos, com uma inflação de 3% a.a. e a taxa de depreciação de 2% ao ano, o valor líquido desse bem é 90 (houve uma depreciação de 10%). Se esse mesmo ativo for mensurado a CHC na mesma data, o seu valor será 115,93, e depreciado na mesma taxa, o seu saldo líquido é 104,34, uma variação de 15,93%, que representa a inflação acumulada no período. Simulando um CR de 120, à mesma taxa de depreciação, o valor líquido se altera para 108, o que representa uma diferença de 3,51% em relação ao CHC e de 20%, em relação ao CH. O excedente do CR em relação ao CHC é devido ao preço de reposição que foi acima da inflação. Se ocorrer um CR de 110, ocorre uma variação negativa em relação ao CHC, pois o valor do ativo, por algum 60 motivo (avanço da tecnologia, por exemplo), não acompanhou a inflação. Assim, mais uma vez, o investidor tem que ser remunerado pelo que ele já desembolsou, que, nesse exemplo, foi 100 e, em termos reais, 115,93. Tabela 6 - Comparação dos métodos CH CHC CR>CHC CR<CHC 100,00 115,93 120,00 110,00 (10,00) (11,59) (12,00) (11,00) 90,00 104,34 108,00 Fonte: Elaborado pela autora 99,00 Evidentemente, existem outras políticas públicas que não a alteração do método de mensuração para ajustar essa situação, mas entende-se que essa opção pode ser mais transparente e inteligível para a verificação por parte da sociedade. Em outras palavras, existem mecanismos de correção como, por exemplo, o Fator X (que será discutido no próximo capítulo), que busca distribuir os ganhos de produtividade, mas não faz parte da Base de Remuneração Regulatória. Entretanto, nesse ponto, ocorre o poder discricionário do regulador. 2.2.4 Híbrido O método híbrido corresponde à junção da mensuração a valor econômico e o custo de reposição, também conhecido como Optimised Deprival Value (ODV). Segundo o Economic Insights (2009), esse método é definido como o menor valor entre o custo de reposição otimizado e depreciado e o valor econômico. Ainda, esse método é utilizado quando os valores do CROD e o VE diferem entre si, aplicando-se a denominada regra de privação, que seria o valor que o investidor poderia obter para os ativos, devendo, desse modo, ser recompensado por ser privado desses ativos, ou seja, a perda mínima de riqueza que a empresa incorreria se fosse privada do ativo. O ODV de um ativo é igual ao seu custo de reposição quando a empresa iria substituir o ativo, se a empresa foi privada de seu uso; caso contrário, é igual ao valor presente dos futuros benefícios econômicos a ser gerado por esse ativo (Evans & Guthrie, 2005). A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - Abradee (2010) argumenta que a grande vantagem desse método é a semelhança com o comportamento de 61 uma empresa em concorrência. Mas a Associação alerta que, somente se a regulação for branda, como, por exemplo, quando a concessionária pode fixar os preços aos consumidores, é possível a sua aplicação. Em nosso ambiente regulatório, portanto, essa metodologia não poderia ser aplicada, pois quem determina o preço ao consumidor é o regulador. Entretanto, trata-se de um conceito que merece ser discutido em trabalhos posteriores, pois, atualmente, não é possível uma análise empírica quanto a essa metodologia. 2.3 Depreciação A depreciação contábil tem por objetivo repor uma parcela do custo do ativo que foi adquirido em determinada data e está sendo utilizado para gerar receita, ou seja, benefícios para a entidade. Essa depreciação deve ser realizada de forma sistemática ao longo da vida útil do bem e representar a redução do valor econômico do ativo em cada período. Ela é flexível e a escolha do método a ser utilizado atua diretamente com o fluxo de caixa da empresa e o lucro apurado no período. Quando realizada a depreciação com o ativo mensurado ao custo histórico, ocorre a ‘reserva’ de parte do lucro para o restabelecimento do capital investido a valor nominal e, assim, a despesa com depreciação é menor, proporcionando maior lucro nominal, enquanto que, com o custo histórico corrigido, o efeito é como uma recuperação do capital investido atualizado monetariamente, com lucro menor, mas efetivo em termos de capacidade de compra da moeda. Já a custo de reposição, a ótica da depreciação é alterada, pois, apesar de ainda estar vinculada ao caixa, a parcela reconhecida no resultado representa o valor do bem no futuro, quando o ativo será reposto, e não no custo de aquisição do bem, contribuindo para a manutenção da capacidade física da empresa. Em qualquer um dos métodos, a depreciação tem relação fundamental com o lucro, ainda que não seja caixa naquele momento. Como citam Pardina, Rapti e Groom (2008), alterar a taxa de depreciação não fornece caixa adicional, mas altera a alocação dos fluxos de caixa entre lucro e depreciação. Na verdade, altera-se o fluxo de caixa total também quando essa depreciação tem efeitos tributários. 62 E, no setor elétrico, não é diferente. Nesse setor, a depreciação é um componente de custo importante devido ao expressivo valor dos ativos. Para a concessionária, qualquer alteração no método de depreciação pode gerar ganhos ou perdas expressivas. Para os consumidores, pode levar a desigualdades intergeracionais, ou seja, os clientes atuais estarão arcando com recursos utilizados por consumidores futuros ou vice-versa. A depreciação é parte da recuperação do capital investido ao longo da vida útil do bem, pois faz parte da parcela B da receita requerida e não apenas a representação do desgaste ou obsolescência do ativo. Existem três métodos mais utilizados para o cálculo da depreciação: Depreciação Linear ou Quotas Constantes; Soma dos Algarismos dos Anos ou Soma dos Dígitos; e Saldo Decrescente ou Percentagem Fixa sobre o Valor Contábil. No Brasil, a ANEEL é que define a taxa de depreciação e ela tem utilizado o método de depreciação linear, sendo esse método criticado por não refletir a taxa em que o ativo realmente diminuiu em valor. Segundo Wanderley, Cullen, e Tsamenyi (2011), o regulador brasileiro, ao adotar esse método, assume que o desgaste dos ativos está relacionado com o tempo e não ao nível de atividade e, ainda, que a produção é constante durante toda a vida útil do ativo. Por ser constante, pode subestimar um desgaste maior ou menor da depreciação real. Isso significa que, se ocorrer um desgaste maior no ativo nos primeiros anos de utilização, a depreciação será subestimada. Esse fato não ocorre se utilizado o método do saldo decrescente, porque, nos primeiros anos, as quotas de depreciação são maiores. O mesmo acontece em relação ao método da soma dos dígitos, se utilizado de forma decrescente, haja vista que ele também pode ser utilizado de forma crescente (que poderia subestimar a depreciação inicial também). Vale destacar que, para a determinação da tarifa, é utilizada a depreciação regulatória determinada pela ANEEL que pode não ser a mesma taxa utilizada na contabilidade societária, a qual leva em consideração a vida útil econômica dos ativos. O regulador pode adotar políticas de incentivos para a alocação dos custos associados aos consumidores. Com a taxa de depreciação mais baixa, no curto e médio prazo, e mais alta, a longo prazo, por exemplo, os atuais consumidores serão favorecidos em relação às gerações futuras. Nesse sentido, a taxa de depreciação precisa satisfazer o objetivo de formação de preço justo aos 63 consumidores e investidores. A depreciação determinada pelo regulador integra a QRR que compõe a BRR, sendo ela relevante para o cálculo das tarifas32. Assim, se as taxas de depreciação regulatória forem mais lentas que a depreciação econômica, o valor contábil pode ser maior que o seu valor econômico, ou seja, o ativo estará supervalorizado no balanço patrimonial. Nesse caso, pode ocorrer um retorno acima do justo valor. E, ainda, se ocorrer uma depreciação acelerada, em que o valor contábil seja menor que o valor econômico, os atuais consumidores estarão arcando com o ônus da substituição dos ativos. Apesar dos vários métodos que podem ser utilizados, a depreciação não deixa de ser arbitrária, mesmo que sistemática, podendo levar a gerenciamento de resultados e intervenção política, pois se trata de um dos principais accruals discricionários. Por se tratar de uma indústria de capital intensivo, o setor elétrico é muito suscetível ao risco de expropriação de investimentos. 2.4 Inflação A inflação33 caracteriza-se pelo aumento geral dos preços. Ela provoca um declínio do poder aquisitivo da moeda e está diretamente ligada à economia e à contabilidade. A situação oposta é denominada deflação, ou seja, uma queda dos preços. Assim, enquanto a inflação reduz o valor real da moeda ao longo do tempo, a deflação aumenta esse valor real. A Tabela 7 apresenta a inflação acumulada pelo Índice Geral de Preços – IPC, nos últimos quinze anos, de 1999 a 2013, de 21 países. É bom salientar que o Brasil já se encontrava fora do período de hiperinflação, mas, mesmo assim, o valor acumulado de 161,65% é relevante. No Japão, na maioria dos anos, houve deflação, ainda que, em 2013, houve uma inflação de 1,61% e uma média anual de deflação de 0,20%. Na África do Sul e no México, nos últimos 15 anos, a inflação acumulada foi superior a 100%, sendo a Rússia e a Turquia os países com inflação mais alta, 511% e 1.172%, respectivamente. 32 33 O Capítulo 03 traz com detalhes a composição tarifária. Os efeitos da inflação nas demonstrações contábeis já foram discutidos nas seções anteriores. 64 Tabela 7 - Inflação de 1999 a 2013 IPC 1999 a 2013 País Inflação anual 2013 Média Anual Acumulado África do Sul 5,30% 5,23% 113,19% Alemanha 1,43% 1,60% 26,79% Áustria 1,87% 2,06% 35,77% Bélgica 0,97% 2,15% 37,58% Brasil 5,91% 6,65% 161,65% Canadá 1,24% 1,99% 34,40% Chile 3,02% 3,09% 57,13% China 2,51% 2,19% 37,93% Espanha 0,25% 2,72% 49,36% Estados Unidos 1,50% 2,38% 42,18% França 0,69% 1,64% 27,64% Grã-Bretanha 2,00% 2,71% 38,74% Grécia -1,71% 2,73% 49,54% Holanda 1,70% 2,09% 36,30% Hungria 0,37% 5,63% 126,51% Índia 9,13% 6,56% 157,02% Itália 0,66% 2,16% 37,74% Japão 1,61% -0,20% -2,98% México 3,97% 5,17% 112,22% Rússia 6,48% 13,06% 511,82% Turquia 7,40% 20,06% 1172,16% Fonte: Elaborado pela autora34 É importante frisar que, mesmo com uma inflação relativamente modesta, mecanismos de ajustes devem ser adotados. Os contratos de longo prazo necessitam de indexação para a mitigação do risco de inflação, sendo essa uma prática comum nesses arranjos, haja vista que a inflação é um fator ambiental que pode impactar no processo de regulação, devendo-se buscar um índice que melhor represente as variações do poder aquisitivo. Conforme destaca Pedell (2006), o poder concedente pode, em períodos de alta da inflação, não permitir o aumento das tarifas com o objetivo de evitar gastos adicionais aos consumidores, afetando as empresas negativamente. Em outras palavras, o setor elétrico pode ser utilizado como um mecanismo para conter a inflação durante um determinado período de tempo, pois o governo tem poder coercitivo para impedir que as tarifas de energia sejam reajustadas. Os contratos das distribuidoras no Brasil são indexados, sendo alguns custos corrigidos pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, e outros, pelo Índice Geral de Preços de Mercado – IGP-M. Terrenos e servidões, por exemplo, são atualizados a partir 34 Os dados anuais foram coletados do site http://pt.global-rates.com/estatisticas-economicas/inflacao/2013.aspx. 65 dos valores contábeis pelo IPCA. Já a base blindada dos ativos das revisões tarifárias anteriores é atualizada pelo IGP-M, bem como os reajustes anuais das tarifas. Devido ao ambiente de alta inflação vivido pelo Brasil até meados de 1990, a indexação de preços era comum, mas, com a estabilidade econômica a partir do plano real, essa prática foi abolida. Em geral, somente os contratos de longo prazo possuem indexador. Em 2012, o governo brasileiro ventilou a possibilidade de desindexar os novos contratos de concessão e isso trouxe instabilidade para o setor de energia, mas, depois de mais estudos, a intenção foi declinada. 66 67 3. METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA - RTP Este capítulo tem por objetivo proporcionar uma visão geral da atual metodologia de revisão tarifária periódica, destacando o reposicionamento tarifário e o fator X. E, ainda, delinear um breve histórico dos três ciclos que ocorreram até o momento. O modelo de regulação adotado pela ANEEL é a regulação pelo preço-teto35 (pricecap) em que, como já citado, é estabelecido um preço máximo da tarifa a ser cobrado pelas distribuidoras. Existem três mecanismos para a revisão desse preço máximo: revisão tarifária periódica (RTP), reajuste tarifário anual (RTA) e revisão tarifária extraordinária (RTE). A RTP acontece, geralmente, de 4 em 4 anos, e tem como objetivo revisar o nível e a estrutura tarifária em que são realizadas várias audiências públicas36 para debater o aperfeiçoamento das metodologias adotadas. Já a RTE, como o próprio nome diz, pode ocorrer a qualquer tempo se houver alterações significativas que podem impactar nos custos das empresas. E, por último, o RTA tem por objetivo atualizar monetariamente os custos gerenciáveis e repassar os custos não gerenciáveis. Nos anos de revisão periódica, não ocorre o reajuste tarifário anual. O alvo deste estudo é a revisão tarifária periódica. Cada contrato de concessão possui uma data específica de revisão tarifária, com periodicidades variadas. A maioria ocorre a cada quatro anos, outras, a cada cinco anos, e somente à Espírito Santo Centrais Elétricas S.A Escelsa37 foi determinado que o prazo é a cada três anos. Após as privatizações, já ocorreram três revisões tarifárias, sendo: o 1º Ciclo, de 2003 a 2006; o 2º Ciclo compreendeu o período de 2007 a 2010; e o terceiro ciclo, de 2011 a 2014, conforme apresenta a Figura 10. 35 Este estudo não se destina a discutir o melhor modelo de regulação e, sim, as dificuldades de mensuração dos ativos do setor elétrico. 36 Audiência Pública é um instrumento de apoio ao processo decisório da ANEEL, de ampla consulta à sociedade, que precede a expedição dos atos administrativos. 37 Conforme contrato de concessão 001/1995, cláusula nona e cartilha Escelsa disponível em http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/Cartilha%20Escelsa.pdf. 68 1º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas 2003 1ª Revisão Tarifária da Escelsa 1998 2º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas 2006 2007 2ª Revisão Tarifária da Escelsa 3ª Revisão Tarifária da Escelsa 2001 2004 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas 2011 2010 4ª Revisão Tarifária da Escelsa 2014 5ª Revisão Tarifária da Escelsa 2007 2010 6ª Revisão Tarifária da Escelsa 2013 Figura 10 - Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas Realizadas pela Aneel Fonte: ANEEL Nesse processo de revisões, é importante distinguir nível tarifário de estrutura tarifária, que são os dois estágios da RTP. Primeiramente, é definido o reposicionamento da receita requerida (nível tarifário) para a manutenção do equilíbrio econômico financeiro da concessionária, bem como é realizado o cálculo do Fator X38 que deverá vigorar no período regulatório seguinte. Já no segundo estágio, a estrutura tarifária, estabelecem-se os preços relativos a serem cobrados das diversas classes de consumo, ou seja, dos vários tipos de usuários, com o objetivo de buscar a receita almejada. Visa, ainda, a atribuir a cada tipo de consumidor uma tarifa que reflita o custo de seu consumo de acordo com a sua categoria. A Figura 11 ilustra esse processo. Contudo, o foco deste estudo é o nível tarifário, portanto não será detalhada a estrutura tarifária39. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA NÍVEL TARIFÁRIO Receita Requerida (Parcelas A e B) ESTRUTURA TARIFÁRIA Preços Relativos – Diferentes Classe de Consumo Figura 11 - Estágios da Revisão Tarifária Periódica Fonte: ANEEL 38 Funciona como um redutor dos índices de reajuste das tarifas cobradas aos consumidores. Tem por função repassar ao consumidor os ganhos de produtividade estimados pela concessionária. 39 Para aprofundar sobre a estrutura tarifária, ver a tese de Fugimoto (2010). 69 Os principais objetivos do primeiro estágio são o aprimoramento do nível da tarifa e a distribuição do ganho. E, nesse sentido, deve-se assegurar a modicidade das tarifas, beneficiando o consumidor, bem como o direito ao equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias durante a vigência do contrato e, ainda, garantir a eficiência na prestação do serviço. Dessa forma, há um trade-off nesses objetivos que precisa ser balanceado, buscando o regulador mecanismos para dirimir esse impasse de modo que não comprometa o desempenho da firma e, ao mesmo tempo, não diminua o bem-estar do consumidor. A tarifa é composta de duas parcelas distintas, sendo elas, ‘A’ e ‘B’. A parcela ‘A’ contém os custos não gerenciáveis, ou seja, não estão sob o controle das empresas, visto que são custos exógenos (encargos setoriais, compra e transmissão de energia). Já a parcela ‘B’ é composta pelos custos gerenciáveis, sob o controle da firma, que são os custos operacionais e de manutenção (pessoal, materiais, aluguéis entre outros) e os custos de capital, que são os investimentos realizados, sendo este último o foco deste estudo, como já citado. O cálculo da remuneração do capital investido pelas concessionárias depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória (BRR). Em outras palavras, BRR é a base dos investimentos sobre os quais os investidores podem auferir uma determinada taxa de retorno. A metodologia de revisão tarifária no Brasil está em constante debate. No momento da privatização, não foi definida a metodologia de avaliação dos ativos. O tema foi postergado para discussão no primeiro ciclo de revisão tarifária (2003 a 2006). Contudo, a primeira revisão tarifária, a da Escelsa, se deu em 1998. A Nota Técnica (NT) Nº 148, de 7 de junho de 2002, e a Resolução Nº 493, de 03 de setembro de 2002, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), dispõem acerca dos principais métodos para a definição da BRR e determinam o método do custo de reposição pelo valor de mercado para as revisões tarifárias a partir de 2003. O primeiro ciclo de revisão tarifária foi alvo de um intenso debate em relação à metodologia a ser utilizada para o cálculo da BRR. Em virtude desse fato, em 2003, as 17 distribuidoras que estavam em processo de revisão tarifária ficaram com uma BRR provisória, não ocorrendo a validação definitiva naquele ano, o que trouxe insegurança para o setor. O mesmo ocorreu com as demais distribuidoras nos anos seguintes. A ANEEL definiu que a única opção viável naquele momento era o método de custo de reposição, com a abordagem DORC - Custo de Reposição Otimizado e Depreciado, que será detalhado no próximo capítulo desta tese. 70 Já no segundo ciclo, quando o setor já estava mais consolidado, o método utilizado foi preservado, mas com a criação de um banco de preço. A principal diferença em relação ao DORC é que o custo de reposição é obtido a partir de preços médios praticados pelas empresas e não de forma individual como realizado no ciclo anterior. A base de ativos valorada e aprovada no primeiro ciclo denominou-se base blindada, sendo ela atualizada pelo IGP-M (Índice Geral de Preços – Mercado). Já os ativos que entraram em operação entre a primeira e segunda revisão fazem parte da base incremental, que é mensurada pelo custo de reposição pela abordagem do Valor Novo de Reposição (VNR). E, por último, no terceiro ciclo, a grande alteração ocorreu no cálculo dos custos operacionais. 3.1 Componentes da Metodologia de Revisão Tarifária Periódica 3.1.1 Reposicionamento Tarifário O reposicionamento tarifário (RT) é o percentual médio de variação das tarifas, e o seu cálculo é definido na fórmula abaixo: RR − OR RT = X100 RV (1) Onde: RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); RR: Receita Requerida; OR: Outras Receitas; e RV: Receita Verificada. É o reposicionamento tarifário que determina o valor das tarifas com o objetivo de estabelecer preços justos para os consumidores e investidores. A Figura 12 apresenta os passos para o cálculo, de acordo com a fórmula descrita acima, que nada mais é do que o resultado da comparação entre a Receita Requerida e Receita Verificada. 71 Reposicionamento Tarifário Receita Requerida Parcela A Custos não Gerenciáveis Outras Receitas Receitas inerentes ao serviço de distribuição Parcela B Custos Gerenciáveis Receitas de outras atividades empresariais serviço de Atividades Complementares Custos Operacionais (Empresa Referência) Receita Verificada Aplicação das tarifas vigentes ao mercado referenciado no ano teste Atividades Atípicas Custos de Capital Remuneração do Capital Quota de Reintegração Regulatória - QRR Figura 12 - Reposicionamento Tarifário Fonte: Elaborado pela autora com base na fórmula estabelecida pela ANEEL para o 3º CRTP Conforme ilustrado na Figura 12, a receita requerida é composta pelas Parcelas A e B. Entretanto, como já comentado, a parcela A contém os custos não gerenciáveis, ou seja, não estão, em tese, sob o controle das empresas, visto que esses são custos exógenos, como compra de energia (geração), transporte (transmissão) e encargos setoriais. Esses custos são repassados integralmente (pass-through) sem o estabelecimento de metodologia de cálculo, por isso a finalidade primordial da RTP é definir o novo valor da parcela B, ou seja, a forma mais adequada de se mensurar essa parcela. Já a parcela B contém custos endógenos e podem ser gerenciados como os custos operacionais e de capital. Os custos operacionais são aqueles relacionados às atividades diárias das empresas, como pessoal, administradores, materiais e serviços de terceiros, tributos, seguros, e outros, e ainda as receitas irrecuperáveis, ou seja, os custos recorrentes. Adicionam-se a esses custos as receitas irrecuperáveis que estão associadas à inadimplência, ou melhor, o montante que é faturado e não recebido. Essas receitas são compostas de duas parcelas: aquelas associadas a encargos setoriais e as relativas aos demais itens de receita. A cada ciclo, é determinado um percentual regulatório com base no desempenho e dividido por classe de consumo e por grupo de empresas. Cabe ressaltar que os custos operacionais deferidos na RTP não são alterados até a próxima revisão, pois trata-se de um incentivo para a redução dos custos nessa lacuna de 72 tempo, estimulando, assim, a eficiência. Nos dois primeiros ciclos de revisão tarifária, o modelo utilizado foi o de empresa referência, sendo adotada, nesse último ciclo, uma nova metodologia, qual seja, a análise comparativa conhecida como benchmarking. Não se sabe ainda qual método será utilizado no próximo ciclo. A ANEEL, na Consulta Pública nº11/2013, colocou para discussão a escolha entre os dois métodos já utilizados. Apesar do grande percentual dos custos operacionais no montante das tarifas, esse não é o ponto principal desta tese e, desse modo, não será discutido minuciosamente. Já os custos de capital são aqueles relacionados com os investimentos e, por conseguinte, diretamente ligados com a valoração dos ativos, sendo eles divididos em duas categorias: remuneração de capital (RC) e quota de reintegração regulatória (QRR). No capítulo anterior, foram ilustrados os componentes da BRR, entretanto, não foram discutidas a RC e a QRR, mas observou-se que esses dois componentes dependem fundamentalmente do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS). Portanto, a mensuração desses ativos, sobre os quais incidirão a RC e a QRR, é de extrema importância para o êxito da regulação e para a decisão de investir dos agentes. Trata-se, assim, do ponto de partida para o cálculo dos custos de capital. As metodologias de valoração de ativos também já foram apresentadas, dentre as quais, destacaram-se o valor novo de reposição (VNR) e o custo histórico corrigido (CHC), devendo o modelo adotado contribuir para mitigar a assimetria de informação. Como já citado, a ANEEL adota o VNR, e os itens que compõem os ativos são: equipamentos principais (EP); componentes menores (COM); custos adicionais (CA); e os juros sobre obras em andamento (JOA). A cada ciclo, é realizado um laudo de avaliação por empresas autorizadas, sendo os EP valorados com base nos preços praticados pela empresa, e os COM e CA, por referências contábeis. De acordo com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), os EPs compreendem os equipamentos representados por Unidade de Cadastro (UC) e de Adição e Retirada (UAR), não havendo dificuldade em sua quantificação e valoração, tendo em vista que é utilizado o valor da nota fiscal e outras despesas relacionadas, quando for o caso, ou os preços médios do estoque. Desse modo, há pouca discricionariedade no cálculo. A maior dificuldade se dá em relação aos custos associados aos componentes menores (COM) e aos custos adicionais (CA) diretos e indiretos, que são imprescindíveis para o funcionamento dos ativos. Trata-se de um ponto polêmico que pode causar dubiedades na apropriação por parte das distribuidoras, bem como na validação pelo regulador. 73 Esses custos são de difícil comparação entre as empresas, pois cada uma possui padrões distintos, e muitas variáveis influenciam os valores dos COM e CA como, por exemplo, especificidade da região, obras emergenciais que, mesmo sendo eficientes, podem ter custos acima do normal devido à urgência, entre outras. E, finalmente, os juros sobre obras em andamento - JOA, que representam um percentual em função do tempo da obra até o ativo entrar em serviço e que será aplicado sobre os EP, COM e CA. Segundo o MCSE (versão 201540), esses custos só podem ser ativados se limitados ao Custo Médio Ponderado de Capital (WACC)41 regulatório ou aos custos incorridos, se forem menores que o WACC. Assim é composto o VNR do Ativo Imobilizado em Serviço, que servirá de base para o cálculo do custo de capital, tanto para a QRR e RC. Conforme exposto na Tabela 2, o cálculo da QRR é o produto entre a taxa de depreciação média estipulada pelo regulador e a base de remuneração regulatória bruta (BRRb), conforme a equação abaixo: QRR = BRRb x δ (2) onde: QRR: Quota de Reintegração Regulatória; BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e δ : Taxa média de depreciação das instalações Como já explicado no capítulo anterior, a mensuração do AIS é realizada atualmente pela metodologia do custo de reposição sob a abordagem do valor novo de reposição (VNR). Após o cálculo, o AIS é subtraído por três itens para se chegar à BRRb: índice de aproveitamento (IA); obrigações especiais (OE); e bens totalmente depreciados. O índice de aproveitamento tem por objetivo subtrair uma parcela de ativos que não é utilizada diretamente na prestação de serviços, ou seja, serão remunerados somente aqueles investimentos essenciais à atividade de distribuição, sendo o IA calculado de acordo com a fórmula determinada pelo regulador42. As obrigações especiais são investimentos prudentes que estão sob a gestão das distribuidoras, mas o aporte de capital foi realizado pelo consumidor ou governo, por isso essa conta é reduzida do AIS. Entretanto, a administração desses ativos não está livre de riscos, podendo ocorrer imprevistos, como eventuais sinistros, que podem elevar a relação 40 Disponível em: http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/MCSE_-_Revis%C3%A3o.pdf. A ANEEL tem utilizado o termo em inglês Weighted Averaged Cost of Capital – WACC. 8 42 A fórmula em vigor está detalhada no submódulo 2.3 do Proret, que trata da base de remuneração regulatória. 41 74 risco/retorno e atualmente não são remunerados. Por isso, há reivindicações para acrescentar uma taxa de administração a favor das distribuidoras ou um prêmio de risco. O montante relacionado a obrigações especiais, em algumas concessionárias, são significantes, como demonstrado na Tabela 8, no que se refere ao 3º ciclo. O AIS da Amazonas é constituído de 57% de ativos adquiridos com recursos de obrigações especiais. A Celtins, no terceiro ciclo, possuía mais de 50% de ativos, e a Sulgipe, quase 48%, ou seja, a distribuidor não recebe nenhuma remuneração relativa a esse percentual de ativos que estão sob a sua administração. Ressalta-se que cerca de 38% das distribuidoras possuem mais de 20% em investimentos advindos de obrigações especiais. Tabela 8 - Percentual das Obrigações Especiais em Relação ao AIS Distribuidora OE/AIS - 3º Ciclo Distribuidora OE/AIS - 3º Ciclo Distribuidora OE/AIS - 3º Ciclo AMAZONAS 57,06% ELFSM 20,62% CEB-D 10,19% CELTINS 50,76% ENERGIPE 20,24% CPFL JAGUARI 10,14% SULGIPE 47,59% EDEVP 19,98% CPFL MOCOCA 9,77% ELETROBRÁS RONDÔNIA 35,11% ENERSUL 19,38% ELETROPAULO 9,38% ELETROBRÁS PIAUÍ 34,95% COPEL-D 18,98% RGE 9,29% ELETROACRE 33,09% COCEL 18,92% BANDEIRANTE 8,59% IGUAÇU ENERGIA 30,07% COELCE 18,82% ENERGISA NOVA FRIBURGO 8,22% CELPA 29,27% ENERGISA BORBOREMA 17,42% FORCEL 7,56% UHENPAL 28,09% CAIUÁ 17,40% CPFL LESTE PAULISTA 7,29% ENERGISA MG 27,80% CPFL SANTA CRUZ 17,32% CEEE-D 7,19% CEMAT 27,76% ENERGISA PARAÍBA 16,69% AMPLA 6,51% CEMAR 26,78% CELESC 15,70% CELPE 6,44% BRAGANTINA 25,80% COSERN 13,86% DME-D 6,00% COELBA 25,55% CPFL PAULISTA 13,42% AES SUL 5,30% ELETROBRÁS ALAGOAS 25,47% HIDROPAN 12,13% EFLUL 3,65% CEMIG-D 25,24% MUXFELDT 11,76% LIGHT 2,98% CNEE 23,19% CPFL PIRATININGA 11,71% ELFJC 2,03% CHESP 23,15% CPFL SUL PAULISTA 10,91% COOPERALIANÇA 0,74% CELG-D 21,37% ELEKTRO 10,40% DEMEI 0,18% CFLO 21,19% ESCELSA 10,31% ELETROCAR 20,94% BOA VISTA 10,30% Fonte: ANEEL E, por fim, para se chegar ao montante da BRRb, os bens que já estão totalmente depreciados, mas ainda em bom estado de funcionamento, gerando benefícios econômicos futuros, devem ser excluídos. Existe aqui um trade-off, pois esses ativos não são mais remunerados e passam a contribuir para a modicidade tarifária. Entretanto, para o concessionário, eles representam riscos operacionais e desestimulam a utilização, independentemente, das condições reais do ativo. Assim, o investidor irá preferir substituir o bem sem necessidade para possibilitar a remuneração e, para conter essa situação, é primordial rever a política de depreciação utilizada e aprimorá-la com o passar do tempo. Se, após a depreciação total do ativo, o mesmo ainda continua em boas condições de uso, deve-se 75 incentivar pela sua continuidade, evitando a substituição desnecessária. Por isso, uma remuneração sobre esses bens também deveria existir, como defendido nas obrigações especiais. A Tabela 9 traz o percentual dos bens totalmente depreciados em relação ao AIS, ressaltando-se que a Forcel possuía, no 3º ciclo, quase 36% de bens depreciados, seguida da CEB-D, com aproximadamente 34%, ou seja, mais de um terço de seus investimentos. Tabela 9 - Percentual dos Bens Totalmente Depreciados em Relação ao AIS Bens Depreciados/AIS 3º Ciclo Bens Depreciados/AIS 3º Ciclo FORCEL 35,52% LIGHT 14,19% CEB-D 33,70% ELFSM 13,30% ELETROBRÁS PIAUÍ 29,50% ELEKTRO 12,90% EDEVP 26,99% BRAGANTINA 12,88% CPFL PAULISTA 24,93% CEEE-D 12,86% CPFL LESTE PAULISTA 23,77% ENERGISA PARAÍBA 12,65% CFLO 22,65% ENERGISA MG 12,59% HIDROPAN 22,53% CEMIG-D 12,45% CAIUÁ 22,01% COELCE 12,52% COCEL 21,65% CEMAR 12,30% CPFL SANTA CRUZ 21,38% CPFL JAGUARI 12,25% ELETROCAR 21,30% CPFL SUL PAULISTA 12,01% ELETROPAULO 20,73% CHESP 11,07% AES SUL 20,41% AMAZONAS 10,86% COPEL-D 20,30% CPFL PIRATININGA 10,30% 10,21% ENERSUL 19,69% ELETROBRÁS ALAGOAS BANDEIRANTE 18,56% ENERGIPE 9,55% MUXFELDT 18,27% CELTINS 9,13% IGUAÇU ENERGIA 17,96% ELETROACRE 8,92% CELG-D 17,95% CELPA 8,74% RGE 17,75% CEMAT 8,21% ESCELSA 17,73% CPFL MOCOCA 8,13% ENERGISA BORBOREMA 17,60% COOPERALIANÇA 8,07% COSERN 16,99% CNEE 7,88% CELPE 16,70% ENERGISA NOVA FRIBURGO 7,72% ELFJC 15,64% EFLUL 6,10% DME-D 16,51% ELETROBRÁS RONDÔNIA 6,00% COELBA 15,53% CELESC 5,84% UHENPAL 14,90% AMPLA 5,29% SULGIPE 14,89% BOA VISTA 3,91% DEMEI Fonte: ANEEL 14,41% Se somarmos os ativos sem remuneração, ou seja, referentes a obrigações especiais e os que já foram depreciados em sua totalidade, a empresa Amazonas possui quase 70%, e a 76 Celtins, 60%. Trata-se esse de um percentual considerável que está sendo gerido e utilizado na prestação de serviços e sem qualquer retorno ao concessionário, o que pode provocar um desequilíbrio econômico financeiro na concessão43. Segundo a ANEEL44, no segundo e terceiro ciclos, foi considerado, para algumas concessionárias que tinham ativos totalmente depreciados acima da média do setor de distribuição, um adicional de custo de operação e manutenção. Cabe enfatizar que a média desses ativos no último ciclo foi de 15,37%. Todavia, a Abradee sugeriu, na audiência pública 040/2010, que o ideal seria um valor adicional de gestão de risco de ativos sem remuneração, mas sem êxito45. Dessa forma, foi demonstrado como se chega à BRRb para se calcular a QRR e, conforme evidenciado na equação 2, ressalta-se a fixação de uma taxa média de depreciação das instalações. No terceiro ciclo, a taxa média foi em torno de 3,85%, abaixo da média do segundo ciclo, que foi de 4%. Como já comentado, o custo de capital é composto pela QRR e a remuneração do capital (RC). A RC nada mais é do que o produto entre a taxa de remuneração e o valor da base de remuneração regulatória líquida (BRRl), conforme equação abaixo: RC = BRRl x rWACCpré (3) Onde: RC: Remuneração do Capital; BRRl: Base de Remuneração Regulatória líquida; rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos Como destacado no capítulo anterior, a Reserva Global de Reversão – RGR46, que também integrava o cálculo da RC, foi extinta em 2013 pela Lei 12.783, já comentada nesta tese. Assim, após determinar a BRRb para o cálculo da QRR, o próximo passo é mensurar a BRRl para, finalmente, aferir a remuneração do capital. Para se chegar à BRRl, é necessário, em primeiro lugar, calcular o Valor de Mercado em Uso (VMU), que é o AIS líquido, ou seja, o AIS reduzido da depreciação acumulada. A ANEEL é que determina a taxa anual de 43 Maiores detalhes em Silva (2013). Nota Técnica nº 296/2011-SRE/SFF/ANEEL. 45 Esse documento pode ser acessado no site da Aneel pelo link: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2010/040/contribuicao/contribuicoes_abradeeap40_brr_2f ase.pdf 46 O objetivo da RGR era gerar recursos para a reversão das instalações utilizadas em favor das concessionárias, além de financiar a expansão e a melhoria do serviço de energia elétrica, entretanto, onerava as tarifas. 44 77 depreciação de acordo com o MCPSE. E, por conseguinte, o VMU é reduzido do índice de aproveitamento depreciado (IAD), sendo encontrado então o valor base de remuneração (VBR). Desse montante, reduzem-se as obrigações especiais líquidas (reduzida da depreciação) e acrescenta-se o valor do almoxarifado em operação, ativo diferido, terrenos e servidões e, assim, a BRRl é encontrada. É importante ressaltar que, somente a partir do terceiro ciclo, é que se reduzem as OEs líquidas, utilizando-se, nos ciclos anteriores, as obrigações especiais brutas. O valor do almoxarifado em operação é o resultado do saldo médio dos últimos doze meses (anteriores ao laudo de avaliação) do Almoxarifado em operação (matéria-prima e insumos; materiais, compras em curso, entre outros), devendo-se adicionar ao AIS para o cálculo da BRRl, bem como o ativo diferido, se houver. No 3º ciclo, das 41 empresas analisadas, somente a CPFL Paulista e a Rio Grande possuíam saldos no ativo diferido. Os Terrenos e Servidões47, se não houver distorções relevantes, são avaliados, a partir da atualização dos valores contábeis, pelo IPCA e, ainda, deve ser considerado também um índice de aproveitamento. Assim, após apurados esses montantes, chega-se à BRRl, a qual será multiplicada pelo WACC antes da inclusão dos impostos. Enfim, têm-se os valores das parcelas A e B, cuja soma formará a receita requerida, a qual deve ser suficiente para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras. Entretanto, as outras receitas (OR) percebidas pelas concessionárias reduzem a receita requerida e são compostas por aquelas que são inerentes ao serviço de distribuição e de outras atividades empresariais, que se dividem em complementares e atípicas. As receitas inerentes ao serviço de distribuição são receitas acessórias autorizadas no arranjo e reguladas, sendo elas somente mais uma fonte de receita, não outra atividade econômica. As mais comuns são: ganhos com encargos de conexão, serviços cobráveis; ultrapassagem de demanda; e excedente de reativos. Já as receitas complementares e as atípicas, que são as receitas de outras atividades empresariais, não fazem parte da essência do negócio, ou seja, não estão relacionadas diretamente com a atividade-fim da concessão. Todavia, também há uma dimensão social, pois o lucro dessa atividade é compartilhado com os consumidores, contribuindo para a modicidade tarifária, mas também é preciso proporcionar incentivos para os investidores empreenderem esforços para desenvolver essas atividades. 47 Esses ativos não foram incluídos no AIS, pois não entram no cálculo da QRR, visto não serem passíveis de depreciação. 78 As receitas complementares compreendem o compartilhamento de infraestrutura48 e sistemas de comunicação (PLC49) e são de difíceis distinção, fazendo elas parte da receita oriunda da atividade regulada. Já as receitas de atividades atípicas são aquelas exercidas por prestação de serviços a terceiros, como consultoria, comunicação e engenharia, e são claramente identificadas para o registro na contabilidade, sendo sua cobrança realizada diretamente na fatura de energia, devendo-se monitorar adequadamente o montante das outras receitas, pois, se forem subestimadas ou omitidas informações sobre receitas futuras, o IRT será maior. Assim, se houver inconsistência nas informações, podem os consumidores ser prejudicados. A receita verificada é a receita anual calculada entre o valor das tarifas aprovadas na última RTP e o mercado referência50 no ano teste, não incluídos o PIS/PASEP, o COFINS, o ICMS e os componentes financeiros exógenos ao cálculo tarifário. Macieira (2006) verificou que existem maneiras de as distribuidoras interferirem no cálculo da receita verificada, como, por exemplo, alteração nos quantitativos de energia de demanda projetados. Desse modo, a receita verificada ficaria a menor e, por ser o denominador na fórmula do reposicionamento tarifário, a subestimação da receita verificada eleva o índice de reposicionamento tarifário. Aperfeiçoar o controle das projeções de receita verificada, portanto, e torná-la menos subjetiva, é primordial para a determinação da tarifa. E, finalmente, após os cálculos das receitas requeridas e verificada e das outras receitas, obtém-se o reposicionamento tarifário para cada distribuidora, conforme demonstrado na fórmula 1. A soma das parcelas A e B forma a receita requerida, a qual será subtraída das outras receitas, sendo o resultado confrontado com a receita verificada. Caso a receita requerida for inferior à verificada, o IRT será negativo, ou seja, a tarifa será menor. Se ocorrer o contrário, a receita requerida for superior à verificada, o IRT será positivo e haverá aumento na tarifa. Nos últimos três ciclos, os reposicionamentos tarifários das 61 distribuidoras foram bastante diversificados, devido aos acontecimentos já comentados anteriormente. A Tabela 10 esse fato. Vale ressaltar que o IRT da Escelsa corresponde à terceira, quarta e sexta RTP, respectivamente. No primeiro ciclo, o maior IRT foi o da UHENPAL, seguida da Enersul, e 48 É comum o uso secundário de uma infraestrutura ser utilizado por diferentes serviços públicos, como, por exemplo, a cessão parcial dos postes para operadoras de telecomunicações e de TV a cabo. 49 Power Line Communications é um sistema de telecomunicações que é transportado pela rede elétrica para a comunicação digital e analógica. 50 É o mercado estimado para período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data de início da vigência das novas tarifas. 79 os menores foram os da Celg e da CNEE. Já no segundo ciclo, somente cinco empresas tiveram o IRT positivo, ou seja, aumento na tarifa, e o restante foi negativo, portanto queda no valor da tarifa. E, por fim, no terceiro ciclo, o IRT ficou bem dividido, sendo 49% positivo e 51%, negativo. Tabela 10 - Reposicionamento Tarifário RT 1º CICLO 2º CICLO 3º CICLO RT 15,92% -2,74% 12,29% -4,73% 2 AMAZONAS 17,39% -12,79% -6,40% 33 DME-D 13,21% -8,99% 9,70% 3 AMPLA 15,52% 1,83% -3,90% 34 DEMEI 5,77% -6,62% -4,61% 4 BANDEIRANTE 9,67% -9,79% -2,22% 35 EFLUL 5,04% 2,21% 6,33% 5 BRAGANTINA 0,33% 2,19% 2,34% 36 EEVP 4,25% -4,77% 0,45% 6 CAIUÁ -1,54% -8,05% 28,69% -17,20% -5,76% 7 CEB-D -1,23% -5,08% 1,54% 38 ELETROACRE 7,94% -6,94% -5,88% 8 CEEE-D 2,64% -0,39% 2,95% 39 Eletrobrás Alagoas 8,74% -17,71% -1,86% 9 CELESC 4,49% 32 CPFL SUL PAULISTA 1º CICLO 2º CICLO 3º CICLO 1 AES SUL 7,56% 37 ELEKTRO 9,89% -9,16% 3,99% 40 Eletrobrás Boa Vista 10 CELG -2,83% -9,56% 1,32% 41 Eletrobrás Piauí 11 CELPA 20,21% -8,38% 8,18% 42 Eletrobrás Rondônia 12 CELPE 23,57% -6,16% 1,61% 43 ELETROCAR 13 CELTINS 30,53% -7,24% 14 CEMAR 15,95% 15 CEMAT -4,41% 9,88% -20,05% -16,66% 22,85% -10,33% -12,59% 2,58% -19,66% -14,33% 12,83% -4,85% -0,26% -1,61% 44 ELETROPAULO 11,65% -8,07% -5,76% -11,03% -4,94% 45 ELFSM 28,80% -13,98% -0,86% 29,48% -5,91% -3,31% 46 EFLJC 18,25% -0,55% -6,17% 16 CEMIG-D 44,41% -19,68% 33,64% -14,49% 4,61% 17 CFLO -1,48% -6,60% 50,81% -7,76% -6,93% 18 CHESP 36,29% -11,90% -1,89% 19 CNEE -2,36% -9,90% 20 COCEL 11,37% -11,64% 21 COOPERALIANÇA 0,47% 47 ENERGIPE -1,61% 48 ENERSUL 2,58% 49 ENERGISA BORBOREMA 4,68% 6,05% 7,34% 50 ENERGISA MG 21,67% -7,40% 1,65% 1,11% 51 ENERGISA NOVA FRIBURGO 25,24% -14,49% -3,10% 11,66% -11,13% -4,41% 8,58% -4,90% 1,32% 14,62% -6,87% -5,65% 9,01% -12,59% 16,14% 52 ENERGISA PARAÍBA 22 COELBA 38,78% -13,51% -5,91% 53 ESCELSA* 23 COELCE 34,65% -8,89% 24 COPEL -5,97% 54 FORCEL 9,17% -7,49% 0,00% 55 HIDROPAN 25 COSERN 14,99% -8,04% 4,11% 56 IGUAÇU ENERGIA 26 CPFL LESTE PAULISTA 20,10% -3,22% -2,20% 57 LIGHT 6,17% -0,35% -7,15% 58 MUXFELDT 28 CPFL MOCOOCA 21,71% -10,41% 7,20% 59 RGE 29 CPFL PAULISTA 20,29% -14,07% 4,53% 60 SULGIPE 30 CPFL PIRATININGA 11,09% -13,50% -4,45% 61 UHENPAL 57,71% 31 CPFL SANTA CRUZ 15,95% -17,05% 27 CPFL JAGUARI 4,36% 9,22% -4,95% 3,79% 18,77% -4,01% 1,98% -0,07% -7,76% 2,46% 4,71% 0,67% 1,34% 27,96% -8,11% -10,66% 14,68% -10,44% 1,69% -12,85% 7,92% * 3ª, 4ª e 6ª RTPs Fonte: ANEEL 3.1.2 Base Blindada e Incremental A ANEEL determina que os ativos mensurados em um ciclo não serão reavaliados novamente nos ciclos subsequentes, ou seja, os valores aprovados na revisão tarifária devem ser “blindados”, tanto nos preços quanto na quantidade. Em vista disso, a base de remuneração valorada e aprovada no primeiro ciclo denominou-se base blindada, sendo atualizada apenas pelo IGP-M (Índice Geral de Preços – Mercado), exceto, nos casos de 80 ajustes das movimentações ocorridas no intervalo de tempo entre os ciclos tarifários, como baixas, adições, obrigações especiais e depreciação, devendo, entretanto, o índice de aproveitamento ser revisado. A Figura 13 apresenta a movimentação da base blindada entre uma RTP e outra. AIS Ativo Imobilizado em Serviço (-) Indice de Aproveitamento - IA (-) Obrigações Especiais - OE (-) Ativos 100% depreciados (=) BRR Bruta (-) Depreciação Acumulada (+) Almoxarifado em Operação (=) BRR Líquida BRR Bruta BRR Bruta (t 0 ) (-) Baixa de ativos (+) Atualização Monetária (+) Atualização das OEs (+) Atualização do IA integral (+) Atualização dos ativos 100% depreciados (=) BRR Bruta (t 1 ) BRR Líquida BRR Líquida (t 0 ) (-) Depreciação de ativos baixados (+) Atualização Monetária (+) Atualização das OEs (+) Atualização do IA integral (+) Atualização dos ativos 100% depreciados (+) Depreciação no Período (=) BRR Líquida (t 1 ) Figura 13 - Movimentação da Base Blindada Fonte: Nota Técnica 452/2013-SER/ANEEL Assim, a regra para a blindagem imposta pela ANEEL implica na impossibilidade de se alterarem as quantidades e os preços dos ativos considerados na base da revisão anterior, gerando, assim, uma base de remuneração regulatória que é atualizada pelo IGP-M, mantendo-se o valor do investimento no tempo e alterada somente pelas variações ocorridas (baixas, adições e depreciação). Como exposto na Figura 13, da base blindada, devem-se eliminar as baixas ocorridas no lapso de tempo entre uma revisão e outra e, logo após, os saldos de cada item (OE, IA e ativos 100% depreciados) devem ser atualizados anualmente pelo IGP-M, sendo determinada a BRRb blindada para o ciclo em andamento, adotando-se o mesmo procedimento para a BRRl. Segundo a NT, entende-se que, no momento em que há a mensuração da BRR, a VNR aprovada pelo regulador expressa e remunera de forma mais justa o distribuidor, se corretamente calculada. Se, a cada RTP, ocorresse novamente o cálculo, com uma situação socioeconômica distinta daquela da época do desembolso, poder-se-ia penalizar tanto o consumidor quanto a concessionária, pois o bem poderá ser mensurado a maior ou a menor, se comparado ao valor da época em que ocorreu o investimento. Como discutido anteriormente, o primeiro ciclo foi bastante controverso e podem ter ocorrido inconsistências na avaliação, o que beneficia ou prejudica as concessionárias devido à falta de maturidade do processo de avaliação, tanto pelas empresas avaliadoras quanto pelos reguladores da época, mas o processo vem se consolidando com o passar do tempo. Isso 81 significa dizer que podem ter ocorrido vários erros procedimentais (de valoração) e materiais (de quantificação) que, se detectados, devem ser corrigidos. Já os ativos que entraram em operação entre a primeira e segunda revisão fazem parte da base “incremental”, que é mensurada pelo custo de reposição pela abordagem do Valor Novo de Reposição (VNR) e com o aprimoramento da metodologia. E o mesmo ocorreu no terceiro ciclo. 3.1.3 Fator X A regulação por preço teto, como já demonstrado, estabelece um preço máximo por um determinado período, sendo corrigido anualmente por um índice inflacionário, mas descontado de um fator de eficiência denominado ‘Fator X’, que é uma forma de ponderar o reposicionamento tarifário e proporcionar incentivos para melhorar a eficiência das distribuidoras. Anuatti, Pellin e Peano (2004) destacam dois objetivos distintos do Fator X: (a) repassar, anualmente, os ganhos de eficiência ao longo do intervalo regulatório, caso não tenham sido integralmente repassados por meio da RTP; (b) se os ganhos de eficiência foram repassados em sua totalidade na RTP, o objetivo é incentivar a busca de eficiência durante o próximo período. No Brasil, no momento das privatizações, foi estabelecido um Fator X igual a zero e, somente a partir do primeiro ciclo das RTP, foi estabelecido um Fator X para cada concessionária. O valor determinado para o Fator X pode corrigir as tarifas abaixo ou acima da inflação medida pelo IGP-M, que representa um ganho ou perda de produtividade repassado ao consumidor final. Assim, apesar de o Fator X ser definido nas RTPs, ele será utilizado nos intervalos regulatórios para o reajuste anual da Parcela B, o índice “IGP-M ± X”. Se o Fator X, por exemplo, for determinado em 1,10%, e o IGP-M, em 3,20%, o reajuste será de 2,10%. 82 O objetivo desta subseção não é discutir os componentes do Fator X e o seu cálculo por se tratarem de variáveis de qualidade51, mas apenas demonstrar que ele também interfere no cálculo das tarifas. 3.2 Histórico da Metodologia de Revisão Tarifária Periódica É importante destacar que o sistema elétrico brasileiro52 é extenso, bastante complexo e com características específicas. A matriz energética é composta, predominantemente, pela energia hidrelétrica gerada pelos fluxos das águas a partir da instalação de usinas. Segundo dados da Aneel, em 5 de janeiro de 2014, os dados são os seguintes: a energia hidrelétrica representava, em relação às outras modalidades de geração, 63,82%; o gás, 10,3% (natural e processo); a biomassa, 8,48% (bagaço de cana, madeira, casca de arroz, entre outros); 6,07% são importados; o petróleo, 5,69%; e o carvão mineral, a eólica e a nuclear, 2,52%, 1,64% e 1,48%, respectivamente. De acordo com Giambiagi e Além (2011, p. 380), “a incapacidade do Estado de financiar investimentos em suas estatais comprometeu o aumento da capacidade produtiva dos setores-chaves de infraestrutura”. Assim, na década de 1990, ocorreram as primeiras privatizações, transferindo-se a prestação de serviços para a iniciativa privada, surgindo a figura do Estado como regulador das atividades econômicas. O primeiro passo da desestatização teve início com o Plano Nacional de Desestatização (PND). Logo depois, em 1993, a reestruturação do segmento teve início com a sanção da Lei nº 8.631, que extinguiu o regime de remuneração garantida e a equalização tarifária, fixando níveis de tarifas para as empresas de energia elétrica. Essa lei também tratou do acerto (entre empresas e governo) da Conta de Resultado a Compensar – CRC, que teve origem na regulação pelo custo de serviços e inflação. E, em 1995, com a ampliação do PND, os setores de energia, transporte e telecomunicações entraram na agenda com o objetivo de expandir o setor elétrico e melhorar a qualidade dos serviços públicos. 51 Para maiores detalhes, ver Anuatti, Pellin e Peano (2004). Para detalhamento da história do SEB e das privatizações no setor elétrico, ver Losekann (2003); Cuberos (2008) e Galvão (2008). 52 83 As primeiras empresas privatizadas no setor elétrico foram a Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. (ESCELSA) e a Light Serviços de Eletricidade S.A. De 1995 a 2002, as privatizações no setor arrecadaram cerca de 22 bilhões de dólares em receitas de vendas e 7 bilhões, em dívidas transferidas (BNDES, 2002). Pode-se considerar que as privatizações foram um sucesso, do ponto de vista financeiro. Todas as empresas foram negociadas com ágio como, por exemplo: a Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA) foi vendida com ágio de 90%; e a Companhia Energética do Ceará (COELCE), com um ágio de 30%, mas o seu preço mínimo foi bastante elevado (Leon, 1998). Entretanto, do ponto de vista de regulação, essas privatizações foram evasivas. Quando ocorreram as primeiras, determinaram-se somente as diretrizes básicas, como as tarifas máximas pelo preço teto e o reajuste anual pelo IGP-M, deduzido pelo Fator X, bem como a previsão das Revisões Tarifárias Periódicas - RTP. Também, não ficou estabelecido o método de avaliação de ativos. A RTP é extremamente importante, pois é nesse momento que se garante a manutenção do equilíbrio econômico e financeiro e a modicidade tarifária. A definição da abordagem a ser adotada interfere diretamente no cálculo da remuneração do capital e nas tarifas. Entretanto, o tema foi postergado para discussão no primeiro ciclo de revisão tarifária (2003 a 2006). Como já comentado, não é objetivo deste estudo discutir o modelo de regulação price cap ou taxa de retorno e, sim, destacar as dificuldades de se medir a base de ativos do setor elétrico. Por isso, é fundamental compreender o panorama histórico das RTP, o que será apresentado a seguir. 3.2.1 Tratamento da Base de Remuneração nos Ciclos de Revisão Tarifária Periódica Desde as privatizações, a metodologia de revisão tarifária no Brasil está em frequente debate. Espera-se que, no futuro, quando o processo estiver mais maduro, só ocorra a cada novo ciclo. Quando termina uma revisão, já são iniciadas as discussões para aprimorar os instrumentos regulatórios para o próximo ciclo. E aqui se destaca o tratamento da base de remuneração, a qual é de suma importância. A determinação racional e previsível da base de remuneração é importante para a preservação do equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão, bem como para 84 proteger os consumidores da imposição de custos injustos (Nota Técnica nº 353/2007SRE/SFF/ANEEL). É importante citar que existem diferentes prazos e datas em que ocorrem as revisões tarifárias, ocorrendo a maioria delas a cada quatro anos53 e, em algumas empresas, a cada cinco anos54. De acordo com as datas estipuladas, cada empresa apresenta um laudo de avaliação dos ativos a ser homologado pela ANEEL. O laudo pode ser elaborado somente pelas empresas credenciadas pelo regulador e fiscalizado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que realiza uma visita técnica na concessionária para a validação ou não do documento. O objetivo é evitar a superavaliação dos ativos ou a inclusão de investimentos que não são prudentes, pois isso aumenta a remuneração do capital. Nesse contexto, acontecem as audiências públicas com a participação das partes interessadas e de toda a sociedade e, quanto mais longo esse processo, maiores são os custos de transação. Anuatti Neto, Pelin e Peano (2004) destacam as características que podem minimizar o risco regulatório, em especial, nas intervenções tarifárias, sendo elas: transparência, coerência e consistência. Peano (2005, p.16) afirma que “tais atributos são necessários à credibilidade e a redução da incerteza”. Antes do primeiro ciclo de revisão tarifária periódica – RTP, ocorreram as duas primeiras revisões tarifárias da Escelsa, em 1998 e 2001, pois, como já referenciado, as revisões ocorrem de três em três anos naquela empresa. Em vista disso, a discussão da metodologia de mensuração teve início em 1998. A Consulta Pública nº 003/98 disponibilizou um documento, sendo ele dividido em duas etapas. A etapa I tratou do reposicionamento tarifário, e a etapa 2, da redefinição de compromissos (metas de qualidade dos serviços, de eficiência técnica e operacional e critérios de reajuste anual das tarifas). A etapa I é a que tratou da base de remuneração, disponibilizando para debate algumas formas de abordagens, entre elas: valor contábil líquido da depreciação; custo histórico ajustado pela inflação; valor de mercado; e, ainda, valor realizável do ativo. Sem chegar a uma conclusão quanto à abordagem, foi editada a Resolução Normativa nº 246/98, que homologou as tarifas da Escelsa para o próximo período. 53 Na Escelsa (primeira empresa a ser privatizada), o interstício entre as revisões é de três anos, portanto já ocorreram seis revisões tarifárias: 1998, 2001, 2004, 2007, 2010 e 2013, todas em 07 de agosto. 54 Os respectivos prazos e datas das revisões tarifárias das distribuidoras podem ser encontrados no Apêndice A. Ressalta-se que algumas empresas, na segunda revisão tarifária, tiveram suas datas alteradas. 85 Já para a segunda RTP da Escelsa, foi realizada a Audiência Pública nº 005/2001. Entretanto, desde o ano anterior, na Audiência Pública nº 007/2000, já vinha sendo discutido o aprimoramento das revisões tarifárias em geral. A ANEEL definiu, quanto à ESCELSA, em caráter provisório, pela base de remuneração dos ativos ajustados monetariamente pela Nota Técnica n° 097/2001-SRE/ANEEL, não sendo o critério adotado ainda definitivo. E, somente em 2004, foi validada a base de remuneração, pela Nota Técnica 212/04, após a Audiência Pública nº 005/02, com a finalidade de estabelecer critérios gerais para a definição da base de remuneração de ativos para fins da RTP. Essa audiência culminou na Resolução ANEEL nº 493, de 3 de setembro de 2002, e na Nota Técnica nº 178, de 30 de julho de 2003. Esses normativos constituem-se na sustentação para a definição da base de remuneração das distribuidoras de energia elétrica, em geral, para o 1º ciclo de RTP. Além disso, esses normativos estabelecem as diretrizes a serem adotadas, tais como: (i) os ativos que irão compor a BRR; (ii) a metodologia do custo de reposição; (iii) o credenciamento das empresas aptas a emitirem o laudo de avaliação. Após a emissão do laudo, ocorre a fiscalização por amostragem pela ANEEL para a validação ou não do referido laudo. Para os demais ciclos, a metodologia foi sendo aprimorada, como será comentado posteriormente. Assim, definiu-se por utilizar a metodologia do custo de reposição, considerando o seu Valor Novo de Reposição (VNR)55. Na prática, essa avaliação é realizada por empresa credenciada pela ANEEL que, por sua vez, apresenta um parecer para a empresa que a contratou de acordo com os normativos estabelecidos pelo órgão regulador. De acordo com a NT 178/03, a metodologia é o custo de reposição, mas a abordagem é o Custo de Reposição Otimizado. Entretanto, o VNR é o primeiro passo para se calcular o custo de reposição otimizado. Como destaca Ferreira (2009), apesar de a metodologia escolhida ter bases na literatura, vários obstáculos podem ser encontrados na sua aplicação prática. 3.2.1.1 Primeiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2003 a 2006) 55 Entende-se como valor novo de reposição, para efeito de aplicação da presente Resolução, o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido por cotações e/ou composição de custos, considerando-se também os custos de frete, instalação, impostos e outros que representem a sua completa reposição (Resolução Nº 493/02) 86 Dentro do contexto apresentado na seção anterior, o resultado final da 1ª RTP apresentou grandes variações entre as BRRs provisórias e as definitivas. A Tabela 11 demonstra as variações ocorridas em 61 concessionárias. A maior variação negativa se deu na CPFL Jaguari. Segundo as notas técnicas, foram encontradas inconsistências no laudo de avaliação, como, por exemplo, inclusão de juros sobre obras em andamento e outros custos adicionais que não eram praticados pela concessionária. De lado oposto, está a FORCEL, em que houve uma variação de mais de 130%. Analisando as notas técnicas, o valor provisório determinado na audiência pública foi o correspondente a 60% do custo histórico corrigido pelo IGP-M estimado até julho de 2004, sendo esse valor alterado após a apresentação do laudo de avaliação. Analisando a Tabela 11, tem-se que: 49% das empresas tiveram sua base de remuneração bruta subestimada; 43% tiveram sua base superestimada; e 8% não tiveram alteração ou não foi possível conseguir analisar em virtude de indisponibilidade de dados. A média foi uma variação positiva em 9,27%, mas com um desvio padrão de mais de 24%. Em seguida, detalha-se essa revisão por ano. Em 2003, das 28 distribuidoras que estavam em processo de revisão, nenhuma teve sua BRR aprovada em definitivo, o que trouxe incertezas ao setor. A justificativa era que a base de remuneração não estava de acordo com a Resolução nº 493/02 ou por falta de apresentação do laudo no prazo estipulado, por isso a remuneração determinada foi temporária e, por consequência, as tarifas também foram provisórias. O consumidor, durante esse período de indefinição, pôde ter pagado mais por um valor superestimado ou desembolsando menos se a base temporária foi subestimada. A validação da BRRb só ocorreu em 2004 e 2005. Em 2004, foram aprovadas as BRRbs de 5 empresas (AES SUL; AMPLA (CERJ); CEMAT; ELEKTRO e RGE) e, do restante, em 2005, ou seja, 23 no total. A Tabela 12 mostra os valores da Base de Remuneração Regulatória Bruta – BRRb56 do primeiro ciclo provisórios e definitivos e suas variações. 56 É importante salientar que algumas empresas tiveram mais de um valor provisório, tendo sido utilizado o primeiro valor provisório para o cálculo da variação. 87 Tabela 11 - Variações das BRRb de 61 Concessionárias de 2003 a 2006 Base de Remuneração Bruta - 1º Ciclo Variações Base de Remuneração Bruta - 1º Ciclo Variações CPFL JAGUARI -55,49% COCEL 3,20% CPFL PIRATININGA -41,24% ELETROACRE 5,08% BANDEIRANTE -35,59% BOA VISTA ELFJC -33,53% COELBA 10,82% CELPA -29,45% CEMAR 10,93% BRAGANTINA -27,47% HIDROPAN 10,97% EEVP -23,58% CEMAT 12,69% 9,01% COPEL -20,84% DME-D 15,62% CPFL MOCOCA -20,18% ALAGOAS 17,09% CFLO -18,39% MUXFELDT 17,14% CSPE CPFL SUL PAULISTA -18,21% AMAZONAS 18,13% LIGHT -16,60% ELFSM 19,40% EFLUL -16,01% ELETROPAULO 19,45% CAIUÁ -14,63% ENERSUL 22,60% ELEKTRO -14,54% PARAÍBA 25,93% CNEE -11,95% ESCELSA 27,34% CPFL SANTA CRUZ -9,69% CELTINS 28,48% CPFL PAULISTA -6,78% CELB (BORBOREMA) 28,76% CPEE (CPFL LESTE PAULISTA) -6,78% ELETROCAR 33,97% CELG -5,45% CEB-D 34,25% COELCE -4,98% COOPERALIANÇA 35,38% ENERGIPE -2,97% CELESC 39,88% CEMIG-D -1,82% CEEE-D 42,58% COSERN -0,59% IGUAÇU ENERGIA 44,99% CERON -0,47% NOVA FRIBURGO (ENERGISA) 50,89% CERJ (Ampla) 0,00% DEMEI 57,05% SULGIPE 0,00% CFLCL (ENERGISA MG) 68,47% CELPE 0,00% CHESP 76,83% CEPISA 0,00% AES SUL 82,95% UHENPAL 0,00% FORCEL 130,69% RGE 2,12% Fonte: Elaborado pela autora com base nos dados da ANEEL Média 9,27% Desvio Padrão 0,2403 88 CPFL JAGUARI Tabela 12 - Variação da BRRb de 28 Distribuidoras no 1º ciclo Base de Remuneração Bruta de 2003 a 2005 100.467.366 42.126.940 44.716.208 Variação -55% CPFL PIRATININGA 2.755.202.541 1.803.134.091 1.577.153.353 1.618.991.803 -41% BANDEIRANTE 3.173.160.729 2.078.698.360 2.043.801.387 -36% CELPA 2.169.705.620 1.530.721.944 BRAGANTINA 151.475.507 113.528.992 109.859.068 -27% EEVP 186.897.091 136.666.654 142.828.329 -24% CPFL MOCOCA 48.639.561 37.555.258 38.822.485 -20% CSPE CPFL SUL PAULISTA 85.752.055 67.907.935 70.137.325 -18% CFLO 33.258.050 26.063.896 27.140.669 -18% 9.650.510.377 7.763.039.822 8.048.596.961 -17% 229.142.554 179.089.137 195.626.844 -15% 3.825.710.000 3.269.428.320 82.263.368 64.596.812 72.429.563 -12% 325.349.270 257.877.002 325.349.270 CPFL PAULISTA 5.313.831.273 4.953.309.071 CPEE (CPFL LESTE PAULISTA) 5.313.831.273 4.953.309.071 -7% COELCE 1.997.057.327 1.897.702.839 -5% 438.805.010 425.784.326 -3% 11.370.538.585 11.163.307.436 -2% 822.761.277 817.898.061 -1% LIGHT CAIUÁ ELEKTRO CNEE CPFL SANTA CRUZ ENERGIPE CEMIG-D COSERN CERJ (Ampla) 2.819.710.633 RGE 1.567.832.101 1.601.018.303 COELBA 4.180.408.970 4.054.631.555 -29% -15% 293.813.804 -10% -7% 0 2% 4.632.929.736 11% CEMAT 1.180.104.205 1.329.855.612 13% ELETROPAULO 8.274.807.748 9.884.631.120 19% 81.161.951 61.115.766 1.308.944.010 1.604.728.642 764.578.921 1.413.805.740 ELFSM ENERSUL AES SUL 81.161.951 96.905.841 19% 23% 1.398.768.591 83% Média -7% Desvio Padrão 0,172545 Fonte: ANEEL Observa-se, mais uma vez, que as variações das BRRbs foram bastante divergentes das definitivas. Nesse primeiro ciclo, devido às indefinições que ocorreram, as concessionárias retardaram para apresentar o laudo de avaliação de acordo com a Resolução 493/2002, por isso as BRRbs provisórias foram determinadas entre 65% a 90% do custo histórico corrigido pelo IGP-M dos investimentos realizados. A Enersul, por exemplo, teve a sua BRRb provisória no valor correspondente a 65% dos investimentos prudentes. Já a da Eletropaulo foi de 90%. E, quando foram apresentados os laudos de avaliação, as bases de remuneração foram alteradas para maior ou menor, conforme cada caso. A AES SUL teve a 89 maior variação positiva de 83%, devido a não apresentação do laudo no prazo estabelecido, por isso foi arbitrado um valor provisório correspondente a 80% do CHC. Foram publicadas, entre 2003 a 2005, seis notas técnicas referentes a RTP da CPFL Piratininga, tendo sido determinados quatro valores da BRR, como exposto na Tabela 12, com uma variação negativa em 41%. A justificativa encontrada nas NTs foi, mais uma vez, o atraso na entrega do laudo de avaliação, tendo sido, assim, determinados para a audiência pública valores com base no CHC. Quando da entrega do referido laudo, a ANEEL encontrou algumas inconsistências como, por exemplo, contabilização de juros sobre obras em andamento onde não existia. Devido a esse fato, a validação definitiva da BRR só ocorreu em outubro de 2005, dois anos após o início do processo. A CPFL Santa Cruz também apresentou quatro valores da BRR em cinco notas técnicas publicadas de outubro de 2003 a dezembro de 2005. A 4ª NT determinou a retificação do valor validado pela nota técnica anterior, retornando assim ao valor provisório estipulado na audiência pública, em razão da não validação da base de remuneração. E, somente na 5ª e última NT, de dezembro de 2005, o valor definitivo foi aprovado, sendo 19% maior em comparação com o valor provisório, acontecendo o mesmo fato com a Empresa Luz e Força Santa Maria – ELFSM. A fragilidade dos laudos de avaliação resulta na demora da aprovação, consumindo, consequentemente, os recursos da sociedade, pois aumentam os custos de transação. Vale enfatizar que não foi encontrado, separadamente, o valor da BRRb definitivo da CERJ (atual Ampla), por isso a variação está nula. Em média, a variação foi negativa em 7%, com o desvio padrão em torno de 17%. Portanto, pode-se dizer que as BRRbs, ao final desse processo de revisão de 28 empresas, diminuíram, em média, em 7%. Ainda, 71% das empresas tiveram sua BRRb alterada para menor, e em 29% delas, para maior. Note-se que isso pode causar, individualmente, imposição de custos injustos aos consumidores de 20 empresas durante o período de indefinição e, quanto aos demais, esses estavam pagando abaixo do necessário, o que traz prejuízo para a concessionária. Enquanto os valores da BRRb permanecem provisórios, as tarifas também permanecem. Dessa forma, caso a base esteja superestimada, como demonstrado, em 71%, os consumidores, provavelmente, pagaram acima do necessário, ou, se subestimado, pagaram abaixo. Vale enfatizar que as discrepâncias entre os valores provisórios e definitivos geram correções retroativas à data de revisão, criando contas compensatórias em reajustes futuros. 90 Em 2004, 17 empresas iniciaram o processo de revisão tarifária, tendo 6 delas suas BRRbs definitivas validadas no mesmo ano, e as 11 restantes, em 2005. Nesse grupo de empresas, ocorreu o oposto, visto que 13 tiveram sua BRB definitiva a maior e, somente para três, houve diminuição. Quanto à Sulgipe, o valor definitivo não foi alterado em relação ao provisório. Como já comentado, a Forcel teve sua BRRb aumentada em 130%. Já a Empresa de Força e Luz João Cesa – EFLJC teve o valor diminuído em 33%. Na média geral, houve um aumento de 30,68%, com um desvio padrão em torno de 29%, ou seja, os valores são mais discrepantes, conforme demonstrado na Tabela 13. Entretanto, percebe-se que houve um amadurecimento, pois o intervalo entre as bases provisórias e definitivas foi menor. ELFJC Tabela 13 - Variação da BRRb de 17 Distribuidoras no 1º ciclo Base de Remuneração Bruta 2004 e 2005 1.376.291 914.783 COPEL EFLUL 1.662.076.327 4.764.341 SULGIPE 68.799.917 COCEL 44.115.703 DME-D 113.551.602 ESCELSA 1.644.478.265 CELTINS 703.786.411 CELB (BORBOREMA) CEB-D Variação -33,53% 1.315.665.334 -20,84% 4.001.608 -16,01% 68.799.917 0,00% 45.527.783 3,20% 131.283.907 15,62% 2.094.044.072 27,34% 904.242.970 28,48% 67.086.355 82.069.605 977.260.756 1.311.962.050 86.381.014 28,76% 34,25% CELESC 2.209.238.500 CEEE-D 1.410.812.947 2.011.581.467 42,58% IGUAÇU ENERGIA 15.553.379 22.551.614 44,99% NOVA FRIBURGO (ENERGISA) 64.124.654 CFLCL (ENERGISA MG) CHESP FORCEL 336.258.167 3.090.317.289 64.124.654 39,88% 96.757.759 566.507.062 18.818.717 33.277.003 4.186.069 4.186.069 50,89% 68,47% 76,83% 9.656.782 Média Desvio Padrão 130,69% 30,68% 0,29 Fonte: ANEEL E, finalmente, das 16 empresas iniciaram o processo de revisão, em 2005, 13 tiveram sua BRB definitiva aprovada no mesmo ano, sendo três homologadas em 2006, o que demonstra mais uma evolução na determinação da base de remuneração. Analisando a Tabela 14, percebe-se que apenas duas empresas tiveram suas BRRbs diminuídas, e dez obtiveram aumento. A Celpe manteve o mesmo valor da BRRb provisória. Já quanto à Cepisa e a Uhenpal, não foi possível confirmar a BRRb definitiva na nota técnica final, pois não foi 91 publicada a BRRb separadamente, sendo apenas exposto o valor do reposicionamento e o valor total da Parcela B, entre outros dados. A média das variações ficou em torno de 14% a maior, com um desvio padrão de 13%, sendo essa a menor discrepância nessa primeira revisão. A maior variação se deu do Departamento Municipal de Energia de Ijuí – DEMEI, em mais de 50%, tendo sido a maior redução a da Companhia Energética de Goiás – CELG, em quase 5%. Isso ocorreu porque, como já comentado, os laudos de avalição não foram apresentados no prazo determinado ou ainda não fiscalizados pelo regulador. Entretanto, após todos os procedimentos cabíveis, os valores definitivos foram aprovados. CELG Tabela 14 - Variação da BRRb de 16 Distribuidoras no 1º ciclo Base de Remuneração Bruta de 2005 a 2006 Variação 2.568.992.760 2.428.927.526 -5,45% CERON CELPE CEPISA UHENPAL ELETROACRE BOA VISTA CEMAR 449.967.931 447.857.472 -0,47% 2.475.933.321 2.475.933.321 0,00% 694.396.379 0,00% 11.642.221 0,00% 153.031.771 160.799.783 5,08% 71.253.369 77.671.214 9,01% 1.582.616.401 1.755.619.219 10,93% HIDROPAN 11.893.576 13.198.306 10,97% ALAGOAS 629.986.087 737.629.575 17,09% 4.053.089 4.747.681 17,14% 1.739.598.960 2.054.953.708 18,13% MUXFELDT AMAZONAS PARAÍBA 579.032.642 729.188.606 25,93% ELETROCAR 25.782.279 34.541.336 33,97% COOPERALIANÇA 18.221.363 24.667.589 35,38% DEMEI 14.100.633 22.145.065 57,05% Média Desvio Padrão 14,67% 0,13 Fonte: ANEEL A Figura 14 ilustra o intervalo de tempo para a definição do valor definitivo das bases de remuneração analisadas. De forma conjunta, 38% das empresas tiveram suas bases aprovadas com dois anos de atraso, e 31%, com um ano de atraso, e o restante, 31%, no mesmo ano. Vale ressaltar que as empresas que tiveram aprovadas suas bases no mesmo ano são aquelas que iniciaram o processo em 2004 e 2005, quando a discussão sobre a base de mensuração já estava mais avançada, pois, como já referenciado, em 2003, nenhuma base foi aprovada. 92 No mesmo ano 31% Com 2 anos de atraso 38% Com 1 ano de atraso 31% No mesmo ano Com 1 ano de atraso Com 2 anos de atraso Figura 14 - Resultados da Avaliação da Base de Ativos no 1º Ciclo Fonte: Elaborado pela autora com base nas NT da ANEEL A ANEEL foi a primeira agência regulatória no Brasil, tendo por missão regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do Governo Federal (Art. 2º da Lei nº 9.427/1996). Quando da primeira revisão tarifária, a ANEEL já se encontrava totalmente estruturada. Na sua estrutura organizacional, encontram-se as Superintendências de Processos Organizacionais, sendo uma delas a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que tem por função executar as atividades relacionadas ao processo de controle e fiscalização econômico-financeira e contábil das concessões, permissões e autorizações dos serviços e instalações de energia elétrica. A SFF abriu fiscalização quanto à BRR no 1º ciclo em 36 distribuidoras, ou seja, em quase 60% das empresas, embora, segundo consta no site da ANEEL, esses processos ainda não foram encerrados, mesmo após, em média, terem se passados 10 anos. Vale salientar que existem vários outros processos de fiscalização (como fiscalização dos laudos de avaliação do ativo imobilizado), tendo sido citados aqui somente os específicos quanto à BRR57. 57 Importante destacar que a SFF pode aplicar sanções (inclusive, pecuniárias) às empresas que cometem infrações, entretanto, como esses processos ainda não foram finalizados, não foi possível averiguar as sanções impostas. 93 3.2.1.2 Segundo Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2007 a 2010) Para o segundo ciclo de revisão, foi editada a Resolução nº 234/06, a qual estabeleceu o “Aprimoramento das metodologias para o segundo ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição – 2007 a 2010”. O primeiro procedimento a ser realizado foi a blindagem da base de remuneração aprovada no primeiro ciclo, sendo o valor considerado um ativo financeiro que devia ser atualizado pelo IGP-M. Com base nesse normativo, foram estabelecidos valores provisórios para as bases de remuneração das concessionárias. As discussões continuaram e, em 2008, foi publicada a Resolução 338/0858, que altera a Resolução 234/06, prevendo aprimoramentos metodológicos para a determinação da base de remuneração, Fator X, receitas irrecuperáveis, dentre outros. O método de avaliação continua sendo o Custo de Reposição, considerando-se o Valor Novo de Reposição obtido a partir dos preços médios praticados pela concessionária e não por cotações e/ou composição de custos, conforme estabelecido na primeira RTP, pela Resolução 493/02. Os resultados foram os seguintes: a média global das variações foi negativa em 4,82%, com um desvio padrão de 9%, resultado bem diferente daquele do primeiro ciclo; em 37 empresas, houve queda da BRRb, em três, não houve alteração e, em 21, houve acréscimo; a Forcel que, no primeiro ciclo, obteve a maior variação positiva (130,69%), no segundo ciclo, teve a maior variação, mas negativa (-39,09%); e a CPFL Jaguari que, no ciclo anterior, apresentou a maior variação negativa (-55,45%), foi a empresa com a maior variação positiva (22,73%). A seguir, a Tabela 15 contém as variações do 1º e 2º ciclos de todas as empresas, para efeito de comparação. 58 Altera a Resolução Normativa nº 234, de 31 de outubro de 2006, que estabelece os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 94 Tabela 15 - Variações das BRRb do 1º e 2º Ciclos de 61 Concessionárias Base de Remuneração Bruta 1º Ciclo 2º Ciclo Base de Remuneração Bruta 1º Ciclo 2º Ciclo CPFL JAGUARI -55,49% 22,73% COCEL 3,20% -26,15% CPFL PIRATININGA -41,24% -3,86% ELETROACRE 5,08% -26,25% BANDEIRANTE -35,59% -12,63% BOA VISTA 9,01% -24,17% ELFJC -33,53% -17,13% COELBA 10,82% -4,54% CELPA -29,45% -16,04% CEMAR 10,93% -8,39% BRAGANTINA -27,47% 0,94% HIDROPAN 10,97% -15,40% EEVP -23,58% -5,33% CEMAT 12,69% 4,56% COPEL -20,84% 4,47% DME-D 15,62% 11,04% CPFL MOCOCA -20,18% -26,25% ALAGOAS (CEAL-ELETROBRÁS) 17,09% -7,06% CFLO -18,39% 3,00% MUXFELDT 17,14% -15,53% CSPE CPFL SUL PAULISTA -18,21% 9,59% AMAZONAS 18,13% -26,20% LIGHT -16,60% -5,12% ELFSM 19,40% -1,05% EFLUL -16,01% -5,74% ELETROPAULO 19,45% -6,46% CAIUÁ -14,63% -14,46% ENERSUL 22,60% -15,35% ELEKTRO -14,54% -2,41% PARAÍBA (ENERGISA PB) 25,93% 0,00% CNEE -11,95% 1,49% ESCELSA 27,34% -3,61% CPFL SANTA CRUZ -9,69% 6,75% CELTINS 28,48% 3,08% CPFL PAULISTA -6,78% 7,13% CELB (BORBOREMA) 28,76% -6,04% CPEE (CPFL LESTE PAULISTA) -6,78% 18,53% ELETROCAR 33,97% 0,00% CELG -5,45% -5,84% CEB-D 34,25% -17,36% COELCE -4,98% -11,02% COOPERALIANÇA 35,38% 9,03% ENERGIPE -2,97% CELESC 39,88% 7,23% CEMIG-D -1,82% 0,25% -9,95% COSERN -0,59% 21,71% CERON -0,45% CEEE-D 42,58% IGUAÇU ENERGIA 44,99% 8,69% -0,47% -10,46% NOVA FRIBURGO (ENERGISA) 50,89% 4,33% CERJ (Ampla) 0,00% -9,25% DEMEI 57,05% -12,92% SULGIPE 0,00% -6,71% CFLCL (ENERGISA MG) 68,47% -15,17% CELPE 0,00% 3,79% CHESP 76,83% 0,00% CEPISA 0,00% -16,01% AES SUL 82,95% 8,22% UHENPAL 0,00% 2,42% FORCEL 130,69% -39,09% RGE 2,12% -4,04% Média 9,27% -4,78% Desvio Padrão 0,2403 0,0941 Fonte: Elaborado pela autora a partir de dados da ANEEL Já no segundo ciclo, das 61 concessionárias, 14 empresas iniciaram a RTP em 2007, mas somente a Elektro teve a sua BRRb aprovada em definitivo no mesmo ano, e 05 delas, em 2008. O restante, 08 empresas, foram encerradas em 2009, mas, somente na Eletropaulo, houve alteração da BRRb em 2009, ou seja, apesar de as audiências públicas das demais empresas (07) terem sido encerradas em 2009, os valores da base de remuneração das mesmas não foram alterados em relação aos valores de 2008. A Tabela 16 apresenta esses dados. 95 CPFL MOCOCA Tabela 16 - Variação da BRRb de 14 Empresas no 2º ciclo Base de Remuneração Bruta de 2007 a 2009 - 2º Ciclo 52.720.921 38.880.752 Variação -26% CELPA 1.795.377.993 1.507.472.265 1.507.472.265 -16% BANDEIRANTE 2.694.302.135 2.354.143.861 2.354.143.861 -13% COELCE ELETROPAULO ESCELSA 2.197.061.926 2.197.061.926 -11% 11.868.126.086 2.469.074.121 11.101.625.032 10.879.934.031 -6% 1.911.759.838 1.842.656.938 -4% CPFL PIRATININGA 2.072.641.475 1.992.581.108 ELEKTRO 3.926.049.587 3.831.424.655 -2% 116.150.154 -1% ELFSM 117.380.027 CFLO CPFL SANTA CRUZ CSPE CPFL SUL PAULISTA CPEE (CPFL LESTE PAULISTA) CPFL JAGUARI 31.760.226 32.712.483 212.045.425 226.364.544 83.861.794 91.378.049 50.935.262 1.992.581.108 32.712.483 -4% 3% 7% 91.900.261 91.900.261 10% 108.307.871 108.307.872 19% 62.513.522 23% Média Desvio Padrão -1,62% 0,10 Fonte: ANEEL Apesar de a média da variação ser negativa em 2%, houve redução na CPFL Mococa, de 26%, e na Celpa, de 16%, ou seja, as tarifas estavam superestimadas durante a RTP. Já a CPFL Jaguari recebeu um aumento na BRRb de 23%, e a CPFL Leste Paulista, de 19%, o que trouxe prejuízos às concessionárias naquele período. A Tabela 17, acima, apresenta as 30 empresas que iniciaram a 2ª RTP em 2008, tendo quatro empresas a sua BRRb aprovada em definitivo no mesmo ano. As demais tiveram as BRRbs aprovadas em 2009. Entretanto, 22 concessionárias tiveram publicadas duas notas técnicas no mesmo ano, apesar de que, somente em duas empresas, houve alteração na BRRb. Isso quer dizer que ainda houve problemas na definição dos outros valores definitivos, sendo necessário alterar a nota técnica anteriormente publicada, o que aumenta o custo de transação. A média das variações foi negativa em quase 4%, destacando-se a Forcel e Cocel, que tiveram quedas expressivas, de 39% e 26%, respectivamente, mas a Cosern aumentou sua BRRb em 22%. Analisando as notas técnicas da Forcel, observou-se que os bens totalmente depreciados apresentaram uma variação de 76% entre os dados apresentados na audiência pública e na nota técnica final, podendo ser essa a justificativa para a queda da base de remuneração bruta. O mesmo aconteceu com a Cocel. Quanto à Cosern, houve um aumento no valor do Ativo Imobilizado em Serviço de quase 23%, o que pode explicar a variação a 96 maior. A explicação encontrada nos documentos é que eram valores provisórios e que, após os aprimoramentos metodológicos, estabelecidos pela Resolução Normativa nº 338/2008, os resultados foram alterados. Tabela 17 - Variação da BRRb de 30 Empresas no 2º ciclo Base de Remuneração Bruta de 2008 a 2009 - 2º Ciclo Variação FORCEL 12.104.816 7.373.472 -39% COCEL 61.295.522 45.268.967 -26% CEB-D 1.326.081.261 1.095.864.762 ELFJC 1.459.139 ENERSUL ENERGISA MG -17% 1.209.160 1.209.160 -17% 1.704.327.392 1.442.732.810 1.442.732.810 -15% 478.853.202 406.195.863 406.195.863 -15% CAIUÁ 213.308.901 182.464.098 182.464.098 -14% CEEE-D 2.692.152.938 2.424.386.667 2.424.386.667 -10% SULGIPE 78.676.786 73.398.128 CELB (BORBOREMA) 90.223.734 -7% 84.774.290 -6% EFLUL 6.651.591 6.269.542 6.269.542 -6% EDEVP 150.057.542 142.052.008 142.052.008 -5% LIGHT 8.513.766.445,44 8.077.437.236 8.077.437.236 -5% COELBA 5.447.983.847 5.186.633.186 5.200.416.032 -5% RGE 2.259.234.342 2.363.483.618 2.167.935.950 -4% 608.992.188 606.248.844 606.248.844 0% ENERGIPE CHESP CEMIG-D BRAGANTINA CNEE CELTINS NOVA FRIBURGO (ENERGISA) 41.383.610 12.027.044.208 143.196.582 74.499.104 641.823.046 0% 12.056.570.005 12.056.570.005 0% 144.542.522 1% 75.608.168 1% 661.597.896 3% 144.542.522 75.608.168 661.597.896 117.064.379 122.129.190 122.129.190 4% COPEL 6.413.743.767 6.700.531.489 6.700.531.489 4% CEMAT 1.592.123.851 1.664.788.954 1.664.788.954 5% 5.171.945.148,44 5.540.909.575 5.540.909.575 7% CPFL PAULISTA CELESC AES SUL 3.405.817.434 1.774.665.573 3.652.095.848 3.652.095.848 7% 1.920.591.259 1.920.591.259 8% IGUAÇU ENERGIA 21.290.523 23.140.904 23.140.904 9% DME-D 163.846.712 181.938.833 181.938.833 11% COSERN 952.465.366 1.159.289.020 1.159.289.020 Média Desvio Padrão Fonte: ANEEL 22% -3,65% 0,092 97 ELETROACRE AMAZONAS BOA VISTA CEPISA MUXFELDT HIDROPAN DEMEI CERON Tabela 18 - Variação da BRRb de 17 Empresas no 2º ciclo Base de Remuneração Bruta de 2009 - 2º Ciclo Variação 401.978.688 316.214.248 296.470.849 -26% 1.209.276.435 892.417.260 -26% 149.580.730 113.432.108 -24% 800.183.632 672.040.188 -16% 8.596.606 7.261.351 -16% 16.179.554 13.688.171 -15% 27.640.288 24.068.399 -13% 636.800.821 570.200.648 -10% AMPLA 4.795.393.450 4.352.015.228 -9% CEMAR 2.453.070.425 2.247.316.034 -8% 921.788.591 856.668.417 -7% 2.416.069.591 2.274.887.698 -6% ELETROBRÁS ALAGOAS CELG ELETROCAR ENERGISA PARAÍBA UHENPAL CELPE COOPERALIANÇA 25.870.482 0% 922.461.753 0% 13.394.362 13.718.963 2% 2.935.539.633 3.046.816.842 4% 29.471.898 32.133.403 9% Média Desvio Padrão -9,54% 0,08 Fonte: ANEEL A Tabela 18 traz as últimas 17 concessionárias que ainda não haviam participado da 2ª RTP. Note-se que todas elas tiveram a BRRb revistas e aprovadas em 2009, apesar de ter sido publicada mais de uma nota técnica com valores variados. Apenas na Eletrocar e na Energisa Paraíba, não houve variação na BRRb, tendo a média nessa etapa apresentado uma queda de quase 10%. A Eletroacre e a Amazonas tiveram a BRRb reduzida em 26%, todavia, como o intervalo de tempo foi pequeno, dentro do mesmo ano, pode-se dizer que o impacto foi pequeno. A Figura 15, abaixo, evidencia o tempo de duração em relação ao resultado final das bases de remuneração analisadas: 13% das empresas tiveram aprovadas suas bases com dois anos de atraso; 51%, com um ano de atraso; e 36%, no mesmo ano. Percebe-se uma evolução nesse sentido, pois, ao se comparar com o primeiro ciclo, tem-se que: o percentual de empresas que demoraram dois anos para receber a validação definitiva passou de 38% para 13%, uma melhora significativa; com um ano, passou de 31% para 51%; e, no mesmo ano, de 31% para 36%. É importante destacar que as empresas que tiveram a BRRb aprovada no mesmo ano são aquelas que iniciaram o processo em 2009, quando a discussão sobre a base de mensuração já estava mais avançada, pois, como já comentado, em 2007, somente uma empresa teve a BRRb aprovada. 98 Com 2 anos de atraso 13% No mesmo ano 36% Com 1 ano de atraso 51% No mesmo ano Com 1 ano de atraso Com 2 anos de atraso Figura 15 - Resultados da Avaliação da Base de Ativos no 2º Ciclo Fonte: Elaborado pela autora com base nas NT da ANEEL No segundo ciclo, a SFF abriu fiscalização quanto à BRR em 58 distribuidoras, não sendo apenas três empresas objeto dessa fiscalização: Eletropaulo, Companhia Nacional de Energia Elétrica e DME Distribuição S.A. - DME-D. E, ainda, 07 delas são alvos de dois processos de fiscalização: Amazonas Distribuidora de Energia, Companhia Energética de Pernambuco - Celpe, Companhia de Eletricidade do Acre - Eletroacre, Centrais Elétricas de Rondônia S.A (atual Eletrobrás Rondônia), Celg Distribuição S.A, Companhia Luz e Força Santa Cruz (atual CPFL Santa Cruz), Departamento Municipal de Energia de Ijuí – DMEI. Assim, foram abertos 65 processos administrativos somente para tratar da BRR. Desse total, somente 04 já foram encerrados com aplicação de multa pecuniária. 3.2.1.3 Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2011 a 2014) No terceiro e último ciclo (2011 a 2014), o processo de revisão foi mais ágil. Apesar de as discussões terem iniciado em 2011, de forma global, as audiências públicas individuais começaram em 2012. No terceiro ciclo, apesar de o processo ter sido mais ágil, as variações foram semelhantes às do segundo ciclo, sendo, em média, negativas em 4,48%, conforme demonstra a Tabela 19. A CPFL Jaguari, no terceiro ciclo, não apresentou variação entre a proposta preliminar apresentada na audiência pública e a nota técnica final, tendo sido o processo bastante ágil, visto que o prazo entre a audiência e a proposta final foi de apenas dois 99 meses. A Bragantina foi a empresa com a maior variação negativa no 3º ciclo, com 33,66%. Entretanto, nas notas técnicas, consta apenas que alterações foram realizadas quando pertinentes. A mesma justificativa foi encontrada nas notas técnicas da Eletrocar, que obteve a maior variação positiva, 33,10% Tabela 19 - Variações das BRRb de 61 Concessionárias de 2012 e 2013 Base de Remuneração Bruta 1º Ciclo 2º Ciclo 3ºCiclo Base de Remuneração Bruta 1º Ciclo 2º Ciclo 3ºCiclo CPFL JAGUARI -55,49% 22,73% 0,00% COCEL 3,20% -26,15% CPFL PIRATININGA -41,24% -3,86% 0,00% ELETROACRE 5,08% -26,25% -5,95% BANDEIRANTE -35,59% -12,63% 1,75% BOA VISTA 9,01% -24,17% 14,98% ELFJC -33,53% -17,13% -14,51% COELBA 10,82% -4,54% 2,29% CELPA -29,45% -16,04% CEMAR 10,93% -8,39% -1,17% BRAGANTINA -27,47% HIDROPAN 10,97% -15,40% -17,68% EEVP -23,58% -5,33% -3,60% CEMAT 12,69% 4,56% -10,97% COPEL -20,84% 4,47% 0,00% DME-D 15,62% 11,04% 0,00% CPFL MOCOCA -20,18% -26,25% 0,00% ALAGOAS (CEAL-ELETROBRÁS) 17,09% -7,06% -5,13% 0,00% 0,94% -33,66% -14,46% CFLO -18,39% 3,00% -1,46% MUXFELDT 17,14% -15,53% 8,12% CSPE CPFL SUL PAULISTA -18,21% 9,59% 0,00% AMAZONAS 18,13% -26,20% -1,45% LIGHT -16,60% -5,12% 4,57% 0,00% EFLUL -16,01% -5,74% -21,38% CAIUÁ -14,63% -14,46% -15,22% ELEKTRO -14,54% -2,41% 0,00% CNEE -11,95% 1,49% -5,88% 0,00% ELFSM 19,40% -1,05% ELETROPAULO 19,45% -6,46% 2,54% ENERSUL 22,60% -15,35% -14,58% PARAÍBA (ENERGISA PB) 25,93% 0,00% 4,14% ESCELSA 27,34% -3,61% 2,23% CPFL SANTA CRUZ -9,69% 6,75% CPFL PAULISTA -6,78% 7,13% -15,35% CPEE (CPFL LESTE PAULISTA) -6,78% 18,53% 0,00% CELG -5,45% -5,84% -0,32% COELCE -4,98% -11,02% 0,00% ENERGIPE -2,97% CEMIG-D -1,82% COSERN -0,59% 21,71% -1,87% IGUAÇU ENERGIA 44,99% 8,69% 6,02% CERON -0,47% -10,46% -7,75% NOVA FRIBURGO (ENERGISA) 50,89% 4,33% -13,32% CERJ (Ampla) 0,00% -9,25% -1,25% SULGIPE 0,00% -6,71% -32,71% CELPE 0,00% CHESP CEPISA 0,00% -16,01% -29,95% AES SUL UHENPAL 0,00% 2,42% 4,39% FORCEL 130,69% RGE 2,12% -4,04% -8,82% -0,45% CELTINS 28,48% 3,08% -20,30% CELB (BORBOREMA) 28,76% -6,04% -14,37% ELETROCAR 33,97% 0,00% 33,10% CEB-D 34,25% -17,36% -0,86% COOPERALIANÇA 35,38% 9,03% -3,52% -1,93% CELESC 39,88% 7,23% -2,17% 0,25% -20,87% CEEE-D 42,58% -9,95% -22,74% 3,79% -4,44% DEMEI 57,05% -12,92% 7,27% CFLCL (ENERGISA MG) 68,47% -15,17% 2,26% 76,83% 0,00% 18,94% 82,95% 8,22% -3,26% -39,09% -13,10% Média 9,27% -4,78% -4,48% Desvio Padrão 0,2403 0,0941 0,0839 Fonte: Elaborado pela autora com dados da ANEEL Na Tabela 20, abaixo, estão demonstradas as 34 concessionárias que tiveram sua BRRb revista, mas todas tiveram sua BRRb definitiva no mesmo ano. Somente a Energisa Borborema, que iniciou o processo de revisão em outubro de 2012, teve a revisão com término em janeiro de 2013, mas, devido ao curto período, pode-se dizer que a conclusão do processo se deu no mesmo ano. Esse terceiro ciclo também foi diferente quanto às notas técnicas, tendo em vista que somente a Eletropaulo teve três notas técnicas publicadas, incluindo a da audiência pública, e o restante, apenas duas, ou seja, a da audiência pública e a com o resultado final. Para o processo, esse fato é um ganho, pois se diminuem os custos de transação. 100 Tabela 20 - Variação da BRRb de 34 Empresas no 3º ciclo Base de Remuneração Bruta de 2012 - 3º Ciclo Variação BRAGANTINA 245.447.948 162.832.236 -33,66% SULGIPE 124.834.367 83.999.084 -32,71% CEEE-D 3.281.502.061 2.535.416.715 -22,74% EFLUL 10.358.343 8.143.830 -21,38% CELTINS 874.234.179 696.724.257 -20,30% CAIUÁ 260.210.822 220.597.530 -15,22% ELFJC 1.968.042 1.682.448 -14,51% COCEL 57.886.557 49.516.638 -14,46% CELB (BORBOREMA) 142.462.892 121.994.456 -14,37% ENERGISA NOVA FRIBURGO 137.193.459 118.923.927 -13,32% FORCEL 8.072.996 7.015.363 -13,10% CNEE 112.067.330 105.480.103 -5,88% EDEVP 149.569.626 144.188.031 -3,60% CELESC 4.506.256.514 4.408.537.979 -2,17% CFLO 36.919.079 36.381.552 -1,46% CEB-D 1.351.249.598 1.339.651.253 -0,86% COELCE 3.194.165.575 3.194.165.575 0,00% CPFL LESTE PAULISTA 80.112.781 80.112.781 0,00% CPFL JAGUARI 55.584.053 55.584.053 0,00% CPFL MOCOCA 79.904.410 79.904.410 0,00% CPFL PIRATININGA 2.759.731.510 0,00% CPFL SANTA CRUZ 248.114.319 248.114.319 0,00% CSPE CPFL SUL PAULISTA 120.197.954 120.197.954 0,00% ELEKTRO 4.877.416.024 4.877.416.024 0,00% ELFSM 153.932.599 153.932.599 0,00% CELPA 2.338.348.218 2.338.348.218 0,00% DME-D 115.958.150 115.958.150 0,00% COPEL 7.082.358.045 0,00% BANDEIRANTE 2.948.678.442 3.000.231.610 1,75% ENERGISA MG 530.907.442 542.926.101 2,26% ELETROPAULO 10.308.826.623 10.622.081.684 10.570.739.878 2,54% IGUAÇU ENERGIA 26.757.794 28.368.127 6,02% CHESP 35.343.214 42.038.249 18,94% ELETROCAR 19.111.758 25.438.703 33,10% Média -4,86% Desvio Padrão 0,10 Fonte: ANEEL Analisando a Tabela 20, percebe-se que as empresas Brangatina e Sulgipe foram as que mais tiveram suas BRRb reduzidas, em 33,66% e 32,71%, respectivamente. De modo oposto, a Eletorcar e a Chesp foram as que tiveram suas BRRb com maior aumento em relação ao valor proposto na audiência pública, em 33,10% e 18,94%, respectivamente. Quanto às empresas que não tiveram alteração no valor da BRRb, vale ressaltar que, em relação à Copel e à CPFL Piratininga, por indisponibilidade de acesso às notas técnicas finais, não foi possível determinar se houve variação ou não, tendo sido publicadas somente as resoluções homologatórias em que não consta o valor da BRRb. A Coelce entrou com uma liminar em abril de 2012 para a revisão da BRRb, entretanto a mesma foi suspensa no mesmo 101 mês. Em geral, a média das variações foi negativa em quase 5%. Devido ao pequeno intervalo de tempo entre as audiências públicas e as notas técnicas finais, pode-se afirmar que essa variação não foi significativa, na média. Entretanto, ao analisar as diferenças individuais, a desigualdade de valores foi significativa, visto que onze empresas tiveram redução acima de 10%. A Tabela 21 apresenta as 27 concessionárias restantes e, como em 2012, todas tiveram suas BRRbs aprovadas em 2013, exceto a da Ampla, que terminou em abril de 2014, em virtude de sua audiência ter tido início em dezembro de 2013. Tabela 21 - Variação da BRRb de 27 Empresas no 3º ciclo Base de Remuneração Bruta de 2013 - 3º Ciclo Variação CEPISA 881.058.691 617.168.425 19.406.495.324 15.355.842.946 -20,87% 20.404.729 16.797.817 -17,68% CPFL PAULISTA 8.767.069.701 7.421.488.469 -15,35% ENERSUL 2.277.100.944 1.945.199.786 -14,58% CEMAT 3.053.480.296 2.718.412.568 -10,97% RGE 2.870.366.562 2.617.335.689 -8,82% CERON 754.651.082 696.154.480 -7,75% ELETROACRE 401.380.226 377.492.720 -5,95% ELETROBRÁS ALAGOAS 1.145.123.395 1.086.416.076 -5,13% CELPE 4.120.587.704 3.937.634.257 -4,44% 53.126.694 51.254.191 -3,52% 2.587.379.226 2.503.033.419 -3,26% CEMIG-D HIDROPAN COOPERALIANÇA AES SUL ENERGIPE -29,95% 888.208.902 871.109.684 -1,93% 1.620.507.093 1.590.188.524 -1,87% 368.105.398 362.760.730 -1,45% AMPLA 6.717.787.424 6.634.141.276 -1,25% CEMAR 3.346.771.159 3.307.718.633 -1,17% CELG 3.362.453.262 3.351.533.797 -0,32% ESCELSA 2.697.891.430 2.758.068.755 2,23% COELBA 7.229.725.047 7.395.314.218 2,29% ENERGISA PARAÍBA 1.279.525.273 1.332.471.069 4,14% 17.520.024 18.288.811 4,39% LIGHT 11.451.023.315 11.974.212.085 4,57% DEMEI 16.116.878 17.289.210 7,27% COSERN AMAZONAS UHENPAL MUXFELDT 5.484.994 BOA VISTA 163.882.837 5.930.335 8,12% 188.437.120 14,98% Média Desvio Padrão Fonte: ANEEL -4,01% 0,07 102 Analisando a Tabela 21, todas as empresas tiveram suas BRRb aprovadas em apenas duas notas técnicas, a da audiência pública e a do resultado final, bem como apresentaram variações em seus valores iniciais. A Cepisa teve a sua BRRb inicial reduzida em quase 30%, e a Cemig, em quase 21%. Já a Boa Vista teve um acréscimo de quase 15%, sendo, na média, uma redução de 4%. Também não foram encontradas justificativas detalhadas sobre o porquê das variações. De forma global, pode-se dizer que todas as concessionárias tiveram sua BRR aprovada no mesmo ano, o que não aconteceu nos outros ciclos, podendo-se considerar esse fato um grande avanço. Quanto à fiscalização da BRRb no 3º ciclo, catorze empresas foram alvos de processos abertos entre 2011 e 2012, estando a Eletropaulo59 sujeita a dois deles, portanto, são 15 procedimentos ao todo, mas nenhum ainda foi encerrado. Esse total é bem menor que do aquele encontrado nos outros ciclos, todavia, vale salientar que não foram disponibilizados, até dezembro de 2014, os dados de 2013 e 2014, podendo, em virtude disso, esse total ser aumentado. O que é importante frisar também é que se pode dizer que a ANEEL possui uma boa estrutura de governança, mesmo com as ingerências do governo. Isso pode ser comprovado no relatório do Tribunal de Contas da União – TCU sobre a auditoria realizada60 em sete agências reguladoras de infraestrutura, entre elas, a ANEEL. O TCU determinou às demais agências estabelecerem requisitos mínimos de transparência dos processos decisórios, tendo como parâmetro os procedimentos adotados pela ANEEL. Enfim, como demonstrado, ainda há muito a avançar. O regulador precisa proporcionar incentivos e apresentar regras claras de regulação para as empresas voltarem a investir. Como afirma Teixeira (2005), no Brasil, se implantada uma metodologia mais simples, a aplicação seria mais fácil, proporcionando tarifas mais compreensíveis para os consumidores, mesmo que os resultados com o uso da abordagem mais clara não sejam os ideais, mas evitariam as divergências entre os valores provisórios e os definitivos. 59 Apesar desses processos ainda não estarem encerrados, a ANEEL expediu um auto de infração no valor de R$ 126.379.941,14, por imperfeições no laudo de avaliação e erro material que também ocorreu no segundo ciclo de revisão tarifária. 60 O relatório pode ser acessado pelo link: http://portal2.tcu.gov.br/portal/page/portal/TCU/comunidades/regulacao/areas_atuacao/regulacao/Publica%C3% A7%C3%B5es/Governan%C3%A7a_regulatoria_agencias_reguladoras.pdf. 103 4. CONTABILIDADE SOCIETÁRIA x REGULATÓRIA O objetivo deste capítulo é apresentar e analisar criticamente a contabilidade aplicada ao setor elétrico. Atualmente, a ANEEL obriga as companhias abertas reguladas a adotarem regras contábeis específicas (denominadas de contabilidade regulatória) em separado dos demonstrativos contábeis obrigatórios pela legislação societária brasileira. Como definem Pardina, Rapti e Groom (2008, p. 64), “Contabilidade regulatória é um conjunto de princípios e regras de apresentação de informações para as empresas reguladas”. O primeiro plano de contas para as empresas de energia data de 1950, instituído pelo Decreto nº 28.54561. Desde então, esse plano de contas vem sendo atualizado, passando essa responsabilidade a ser da agência reguladora a partir de sua criação, em 1996. Como comentado na introdução, a ANEEL editou, em 2001, o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica (MCSPE). Além do plano de contas, o manual traz instruções gerais e contábeis, entre elas, acerca da segregação das atividades (geração, transmissão e distribuição), além de disciplinar a forma de contabilização e divulgação das demonstrações contábeis. O Manual determinou, também, a elaboração de demonstrações contábeis complementares, como a Demonstração do Valor Adicionado – DVA, a Demonstração do Fluxo de Caixa (que, na época, não eram obrigatórias) e o Balanço Social. Pode-se inferir que esses foram os primeiros passos para a contabilidade regulatória. Em 2010, devido à convergência às normas internacionais de contabilidade, a ANEEL, com a publicação da Resolução Normativa nº 396, de 23 de fevereiro de 2010, instituiu a Contabilidade Regulatória e aprovou alterações no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. Segundo essa Resolução (p.1), a agência justifica a necessidade da contabilidade específica em dois tópicos: (a) divulgar à sociedade um conjunto de informações que representem adequadamente a situação econômico-financeira das concessionárias e permissionárias de serviço público de transmissão e distribuição de energia elétrica em consonância com o arcabouço legal regulatório tarifário, em um modelo que permita a apresentação da realização dos componentes tarifários e da efetiva remuneração com obediência ao Pressuposto Básico da 61 Para maior compreensão, ver Ferreira (2009). 104 Competência, especificamente, relacionado ao processo de confrontação das despesas com as receitas entre os períodos contábeis; (b) manutenção das informações contábeis referentes à composição dos ativos vinculados à concessão, permissão e autorização de energia elétrica, sujeitos à reversão, para fins de atendimento às atividades de fiscalização e prestações de informações dos investimentos no setor elétrico, face às eminentes alterações propostas com vistas à convergência das práticas contábeis brasileira às normas internacionais de contabilidade, aprovadas pelo Conselho Federal de Contabilidade – CFC. As normas internacionais buscam evidenciar a substância econômica dos eventos contábeis. O modelo econômico do setor elétrico brasileiro apresenta algumas peculiaridades, e a ANEEL decidiu oficializar a contabilidade regulatória. E devido a isso, a seguir, essas desigualdades na contabilização são discutidas No Brasil, o processo de convergência ocorreu em duas etapas: adoção parcial em 2008 e 2009 e, em 2010, a adoção na sua totalidade (full IFRS) pelas companhias abertas brasileiras. Para as empresas de energia elétrica, o impacto relevante foi a emissão do normativo ICPC 01 – Contratos de Concessão, em 22 de dezembro 2009, e a orientação OCPC 05, de 28 de dezembro de 2009, com efeito retroativo aos exercícios encerrados a partir de dezembro de 2010 e às demonstrações financeiras de 2009 a serem divulgadas em conjunto com as demonstrações de 2010, para fins de comparação. Essas normas trouxeram uma mudança significativa para as concessionárias de serviços públicos em geral. As principais alterações foram: i) imobilizado de concessão: a infraestrutura do concedente e o concessionário tendo o direito apenas de acesso não são mais contabilizados como imobilizado do parceiro privado. As concessionárias devem reconhecer o direito de explorar os serviços, que serão contabilizados como ativos financeiros e/ou intangíveis de acordo com o disposto em cada contrato. As normas internacionais buscam evidenciar a substância econômica dos eventos contábeis e, por isso, os ativos físicos construídos pelo parceiro privado não são ativos da concessionária. Assim, o parceiro público concede o direito de explorar esses ativos para o parceiro privado, obtendo este benefícios econômicos futuros pela administração (uso) da infraestrutura. A concessionária somente administra esses ativos com a intenção de, através dessa atividade, obter benefícios futuros, que, por sua vez, contêm a substância econômica que irá caracterizar os ativos efetivos do parceiro privado (Andrade, 2010). 105 Se outros ativos forem cedidos como parte da remuneração, e sobre os quais o parceiro privado possui total controle, inclusive, vendê-los, esses devem ser registrados como imobilizados da concessionária. Quando da primeira adoção das IFRS completas, para fins de comparação, as empresas publicaram um balanço de abertura do ano anterior, que, nesse caso, foi em 01 de janeiro de 2009. Então, quando da publicação das demonstrações contábeis de 2010, também foram publicados o balanço de abertura e o de fechamento do ano de 2009. A Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA, por exemplo, nas demonstrações contábeis de 2010, demonstrou a transposição do imobilizado para o modelo bifurcado. A Tabela 22 traduz os valores, em que o imobilizado líquido é todo transferido para o intangível e financeiro. Tabela 22 - Convergência do Imobilizado para o Modelo Bifurcado (ICPC01) COELBA Saldos originalmente publicados em 1º de janeiro de 2009 Reclassificação das obrigações pendentes de recebimento para contas a receber Imobilizado* Intangível Ativo Financeiro Total 2.147.225 115.663 2.262.888 3.053 3.053 Total 2.265.941 Bifurcação do ativo financeiro e intangível de acorodo com o ICPC 01 e OCPC 05 1.997.507 268.434 2.265.941 1.997.507 268.434 2.265.941 Mensuração a valor justo do ativo financeiro Saldos reapresentados de acordo com o ICPC 01 e OCPC 05 * Valores Líquidos em milhares de reais Fonte: Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Anuais da Coelba de 2010 ii) ativos e passivos regulatórios devem ser desreconhecidos do balanço patrimonial, visto que esses recebíveis e exigíveis não atendem aos critérios de reconhecimento, segundo a Estrutura Conceitual para Elaboração e Divulgação de Relatório Contábil-Financeiro (CPC 00). A CEMIG Distribuição S/A, em 2010, ajustou seu balanço de 2009 e deu baixa em R$ 1.761.543.000 de ativos regulatórios e em R$ 608.750.000, de passivos regulatórios, representando quase 20% do ativo total e 9%, de seu passivo total.62 Ativos e passivos regulatórios constituem-se em direitos de recuperar custos específicos incorridos ou obrigações de reembolsar quantias cobradas ou, ainda, diminuir tarifas em períodos futuros. (Em 2001, em virtude da crise do apagão, por exemplo, foram gerados ativos e passivos regulatórios pelas concessionárias e reconhecidos nas demonstrações contábeis até a convergência). 62 Para maiores detalhes do desreconhecimento dos ativos e passivos regulatórios das distribuidoras, ver Tancini (2013). 106 Em 2014, o IASB emitiu a IFRS 14 – Regulatory Deferral Accounts. A norma permite, em algumas situações, o reconhecimento de alguns ativos e passivos regulatórios, mas somente para os países que adotarem as IFRS a partir da publicação da referida norma, portanto, esta norma não tem efeito nas normas brasileiras, pois o Brasil adotou as IFRS em 2010. (iii) a empresa deve contabilizar uma receita de construção pelo seu valor justo e seu respectivo custo quando está construindo a infraestrutura, mesmo quando ela terceiriza o serviço, pois é ela a responsável pela execução do contrato de concessão. Como observado nas demonstrações contábeis, as distribuidoras estão reconhecendo as receitas sem margem, ou seja, o valor da receita de construção é igual ao custo de construção. Assim, ao se observarem as demonstrações de resultados, nota-se que a receita de construção não afeta a receita bruta, pois ela consta em linha separada após as reduções da receita bruta, mas aumenta as receitas operacionais líquidas. Esse aumento, no entanto, é anulado quando do reconhecimento dos custos de construção e, nas demonstrações regulatórias, esses valores são desreconhecidos. A contrapartida da receita de construção é o ativo intangível em curso, evidenciando os custos de construção a baixa do ativo intangível em curso. Vale lembrar que, no momento do reconhecimento da receita de construção, não há movimentação no caixa da concessionária, transitando essa receita no caixa somente quando do recebimento das tarifas que amortizam o intangível em serviço. (iv) devido ao reconhecimento de um ativo intangível, será reconhecida uma despesa de amortização que, anteriormente, era a depreciação do imobilizado. Já a amortização deve ser calculada de acordo com o prazo da concessão. Ela deve representar o padrão esperado de que os benefícios econômicos futuros sejam consumidos. Se essa mensuração não puder ser estimada com confiabilidade, deve-se utilizar o método linear. O poder concedente faz a estimativa da vida útil econômica (vida útil regulatória), sendo ela aceita para os efeitos contábeis e regulatórios. Se a concessionária entender que as taxas impostas pelo regulador não estão representando a realidade econômica, essa taxa deve ser alterada para efeitos societários e ajustada no balanço regulatório. A LIGHT Serviços de Eletricidade S.A registrou diferenças expressivas entre a amortização do intangível e a depreciação do imobilizado (balanço regulatório). É o que mostra a Tabela 23. Em 2011, a variação é de quase 50%, em 2012, de 35% e, em 2013, foi acima de 50%. Uma explicação para essa divergência pode ser a desproporção entre os valores dos ativos intangível e financeiro e do montante do imobilizado. 107 Os ativos da LIGHT, intangível (em serviço) e financeiro brutos, em 2013, por exemplo, totalizaram R$ 8.964.973.000, e o imobilizado bruto (em serviço) do balanço regulatório foi de R$ 15.988.348, representando uma diferença de 78,34%. O percentual médio de depreciação foi de 4,28%, societário, e 2,89%, regulatório. Já em 2012, a diferença entre os ativos foi de 41,56%, e o percentual médio de depreciação foi de 3,70%, societário, e 2,89%, regulatório. Analisando-se os números de 2011, a diferença é de 57,81%, chegando os percentuais de depreciação a 3,98%, societário, e 3,39%, regulatório. Em todos os anos, o percentual de depreciação foi menor nas demonstrações regulatórias, entretanto, as despesas de depreciação foram maiores devido à grande diferença entre o ativo imobilizado e os ativos intangível e financeiro. Tabela 23 - Variação das Despesas de Depreciação/Amortização Milhares de Reais 2013 2012 2011 LIGHT SESA Societário Regulatório Var. Societário Regulatório Var. Societário Regulatório Var. Depreciação/amortização 300.921 462.616 53,73% 265.514 358.334 34,96% 267.229 393.827 47,37% Fonte: Dados da Pesquisa (v) com a desvinculação da contabilidade societária da fiscal, as empresas podem contabilizar créditos fiscais diferidos (ativos e passivos) tributáveis ou dedutíveis, decorrentes de desigualdades temporárias entre os valores contábeis e a base fiscal. Devido à aplicação do ICPC 01, alguns créditos podem surgir devido ao reconhecimento no resultado de diferença de mensuração a mercado, por exemplo. Para efeitos regulatórios, também podem ocorrer ajustes fiscais diferidos, devido, principalmente, aos ativos e passivos regulatórios. (vi) as obrigações vinculadas à concessão (obrigações especiais), que eram reduzidas do ativo imobilizado, agora passam para os ativos intangível e financeiro e são amortizadas às mesmas taxas dos bens de infraestrutura. As obrigações especiais representam as contribuições da União, dos Estados, do Distrito Federal, dos Municípios e dos consumidores para a realização de investimentos. Esses aportes não são remunerados, pois não são recursos da concessionária, sendo os investimentos realizados com essas contribuições apenas geridos pelas distribuidoras. Se, ao final da concessão, houver valor residual, esse será reduzido do ativo financeiro de indenização. E, para efeitos regulatórios, esse valor continua no imobilizado. (vii) para fins regulatórios, a ANEEL determinou o reconhecimento da diferença entre o valor contábil do imobilizado e o seu novo valor de reposição como “reavaliação regulatória compulsória”, sendo a contrapartida registrada como reserva de reavaliação no patrimônio 108 líquido. A Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE-D registrou, em 2012, R$ 523. 487.000 e, em 2011, R$ 202.245.000. Essas são as principais diferenças entre os balanços societário e regulatório. É preciso ressaltar que, devido a essas desigualdades, ocorrem expressivas divergências nos saldos do lucro societário e regulatório. Analisando-se os dados de 2010 a 2013, de 52 empresas distribuidoras, de portes distintos (relacionadas no apêndice B), nota-se que o lucro médio societário, em 2010 e 2011, foi maior que o lucro médio regulatório. Esse resultado vem ao encontro de estudos anteriores, analisados na próxima subseção, como os de Suzart et al. (2012) e Dornelles, Macedo e Rodrigues (2013). Entretanto, em 2012 e 2013, a situação se inverte, passando o lucro regulatório a ser maior que o lucro societário. É o que demonstram a Tabela 24 e a Figura 16. Tabela 24 - Média do Lucro Societário x Médio Lucro Regulatório Ano LLS LLR Variação 2013 19.650 19.975 2% 2012 12.499 14.350 15% 2011 108.052 66.501 -38% 2010 108.973 92.189 Fonte: Dados da Pesquisa -15% 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 2013 2012 LLS 2011 LLR Figura 16 - Média Lucro Societário x Lucro Regulatório Fonte: Dados da Pesquisa 2010 109 É importante salientar que os dividendos são distribuídos com base no lucro societário. Não foi realizada uma comparação com os lucros anteriores, por isso não se pode afirmar que os investidores serão beneficiados ou não. Já Scalzer (2010) analisou o impacto da adoção do ICPC 01 na Light S.E.S.A e concluiu que o lucro é afetado negativamente, embora o autor não tenha realizado um comparativo com o lucro regulatório. Nesse estudo, o autor alerta que pode haver impacto na distribuição de dividendos, tendo em vista que o lucro da empresa analisada diminuiu, em 10,5%, após a adoção da nova norma. Todavia, deve-se analisar o caso com cuidado, porque esse estudo analisou apenas as demonstrações contábeis do ano de 2008. De acordo com os dados de 2010 a 2013, quanto ao ativo total médio (Tabela 25 e Figura 17), não há diferenças significativas de 2011 a 2013, sendo, em 2010, o ativo total societário maior que o regulatório em quase 20%. Tabela 25 - Ativo Total Societário x Ativo Total Regulatório Médio Ano ATS ATR Variação 2013 2.778.828 2.778.530 0% 2012 2.673.926 2.655.321 -1% 2011 2.356.397 2.467.777 5% 2010 2.932.254 2.371.340 Fonte: Dados da Pesquisa -19% 3.500.000 3.000.000 2.500.000 2.000.000 1.500.000 1.000.000 500.000 2013 2012 ATS 2011 2010 ATR Figura 17 - Média Ativo Total Societário x Média Ativo Total Regulatório Fonte: Dados da Pesquisa 110 Quanto ao patrimônio líquido, conforme demonstram a Tabela 26 e a Figura 18, em todos os anos, o PL regulatório foi maior. Tabela 26 - PL Total Societário x PL Total Regulatório Médio Ano PLS PLR Variação 2013 583.590 638.964 9% 2012 519.855 578.115 11% 2011 596.915 658.161 10% 2010 630.851 671.728 Fonte: Dados da Pesquisa 6% Patrimônio Líquido Societário x Patrimônio Líquido Regulatório 800.000 700.000 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 2013 2012 PLS 2011 2010 PLR Figura 18 - Patrimônio Líquido Societário x Patrimônio Líquido Regulatório Fonte: Dados da Pesquisa Essa análise demonstra que o lucro societário é o mais afetado quando ocorrem os ajustes para o lucro regulatório até o ano de 2013. Mas, percebe-se que, em 2013, a diferença foi bem pequena, sendo possível, nos próximos anos, confirmar se a tendência continua. A seguir, destacam-se os estudos realizados (alguns, já citados aqui) sobre o tema. Em nível internacional, destaca-se o Canadá, que passou a adotar as IFRS em 2011, tendo as suas concessionárias as mesmas dificuldades daquelas das concessionárias brasileiras quanto ao reconhecimento dos ativos e passivos regulatórios. O órgão regulador do setor elétrico da província de Ontário, no Canadá, “Ontario Energy Board”, instituiu, em 1999, o 111 Manual de Procedimentos Contábeis para as empresas distribuidoras de energia elétrica. Em 2012, esse manual foi revisado devido à obrigatoriedade de grande parte das distribuidoras em adotarem as IFRS a partir de 01 de janeiro de 201263. Assim, Ontário também teve a contabilidade regulatória modificada em alguns pontos das IFRS, sendo denominada de Modified IFRS (MIFRS). Segundo esse manual, para fins regulatórios, as distribuidoras devem continuar a contabilizar a custo histórico, mesmo se, no balanço societário, for utilizada a reavaliação como é permitida pela IFRS. A depreciação também deve seguir o método linear. Quando da primeira adoção da IFRS, o distribuidor deve utilizar o valor contábil líquido como base para a fixação do valor da taxa de abertura e reportar ao regulador, mesmo que contabilize, por outra base de mensuração como valor justo, o valor reavaliado ou custo corrigido para as demonstrações contábeis. E os ativos e passivos regulatórios, que são desreconhecidos ou reclassificados quando da transição para o IFRS, devem continuar a ser contabilizados para fins regulatórios. Essas são as principais alterações devido à aplicação da IFRS no Canadá. Pode-se dizer que são semelhantes às mesmas ocorridas nas demonstrações contábeis das distribuidoras brasileiras, ou seja, o que a ANEEL adotou como contabilidade regulatória. O IASB, na tentativa de evitar contabilizações paralelas, colocou em audiência pública, em julho de 2009, a minuta de interpretação sobre as atividades tarifárias regulamentadas (Rate-regulated Activities). Os comentários foram recebidos até 20 de novembro de 2009, mas, devido à complexidade do tema, o IASB suspendeu o projeto em setembro de 2010. É muito difícil, talvez, impossível, que a norma consiga capturar as várias modalidades regulatórias existentes em todo o mundo. Trata-se de uma questão importante que envolve inúmeros países, Após várias discussões, o IASB iniciou a revisão do projeto em setembro de 2012. Em março de 2013, o órgão publicou um pedido de informação sobre a regulação tarifária (Request for Informatioin Rate Regulation), devendo os comentários terem sido enviados até 30 de maio de 2013. Enquanto o processo de audiência estava em andamento, o IASB decidiu, em dezembro de 2012, desenvolver um projeto interino para fornecer orientações de curto prazo 63 Esse documento pode ser acessado pelo link: http://www.ontarioenergyboard.ca/OEB/Industry/Rules+and+Requirements/Rules+Codes+Guidelines+and+For ms#electricity. Acessado em 07 julho de 2013. 112 para os países que estivessem adotando pela primeira vez as IFRS, até que o projeto anterior fosse completado. Assim, em abril de 2013, foi publicado, para consulta, o projeto Contas de Diferimento Regulatório (Regulatory Deferral Accounts), ficando em aberto para comentários até setembro de 2013. Em janeiro de 2014, o IASB aprovou esse normativo (IFRS 14). Todavia, o alcance do projeto é somente para aqueles países que ainda não adotaram as IFRS e, como o Brasil já as adotou, não poderá voltar a reconhecer os ativos regulatórios no balanço societário. 4.1 Estudos Realizados sobre a Contabilidade Regulatória e a Adoção do ICPC 01 Alguns estudos já foram realizados quanto ao tema, dentre eles, os de Ferreira (2009); Scalzer (2010); Brugni, Rodrigues, Cruz e Szuster (2012); Suzart, Souza, Carvalho, Riva e Martins (2012); Tancini (2013) e Dornelles, Macedo e Rodrigues (2013). Ferreira (2009) investigou a contabilidade regulatória como instrumento de regulação econômica do setor de distribuição de energia elétrica. A autora concluiu que o novo modelo de contabilização das concessões melhora a identificação do equilíbrio econômico-financeiro das empresas reguladas em comparação com a contabilidade regulatória. Apesar de a autora defender a utilização das demonstrações contábeis, após a convergência, para a análise do equilíbrio econômico-financeiro das empresas, não foi o que a ANEEL adotou; pelo contrário, ela institui definitivamente as demonstrações contábeis regulatórias, obrigando a todas as concessionárias a divulgação dos balanços regulatórios. Scalzer (2010) analisou o impacto da adoção do ICPC 01 na Light S.E.S.A, nas demonstrações contábeis de 2008, e concluiu que a norma gera impactos negativos no lucro líquido da empresa, aumenta a receita e diminui o EBITDA. Esse estudo, todavia, não realizou a comparação se aplicada a contabilidade regulatória. Já Brugni et al. (2012) pesquisaram a aplicação da contabilidade societária no tocante ao normativo que trata da contabilização de concessões (ICPC01) e realizaram uma comparação com a contabilidade regulatória imposta pela ANEEL. Os autores concluíram que a principal característica que fundamenta a criação da contabilidade regulatória é a não contabilização dos chamados ativos e passivos regulatórios. Pelo já discutido na seção 113 anterior, não foi só o desreconhecimento dos ativos e passivos regulatórios responsáveis pela instituição da contabilidade regulatória. Suzart et al. (2012) analisaram os números contábeis societários e regulatórios de 62 empresas do setor elétrico, nos anos de 2009 e 2010. A análise empírica indicou que, na média, o lucro regulatório foi inferior ao societário, e que as normas societárias adotadas alteraram os retornos com maior intensidade. E, como demonstrado anteriormente, a situação se repete em 2011, mas, em 2012 e em 2013, o lucro regulatório foi maior que o lucro societário. Tancini (2013), em sua dissertação de mestrado, discutiu se os itens regulatórios (ativos e passivos regulatórios) são passíveis de contabilização nas demonstrações contábeis das companhias de distribuição de energia elétrica após a convergência às normas internacionais. O referido autor concluiu que, caso a recuperação desses itens não forem garantidas, os ativos e passivos regulatórios não devem ser reconhecidos. Nesse sentido, o autor entende que o não reconhecimento dos ativos e passivos regulatórios na contabilidade societária é justificável e conceitualmente sustentável. Já Dornelles, Macedo e Rodrigues (2013) verificaram o conservadorismo das demonstrações contábeis societárias e regulatórias de 82 empresas distribuidoras (concessionárias e permissionárias), nos anos de 2010 e 2011. Os autores concluíram que as demonstrações regulatórias são mais conservadoras que as societárias, em virtude do lucro reduzido das demonstrações regulatórias. Entretanto, mais estudos são necessários, principalmente, no que tange à necessidade ou não de uma contabilidade regulatória que proporcione mais custos para as distribuidoras. 114 115 5. PROCEDIMENTOS, APRESENTAÇÃO E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS Este capítulo traz os procedimentos, a apresentação e a discussão dos resultados encontrados. A primeira seção detalha os procedimentos adotados para o desenvolvimento da parte empírica desta tese, e, em seguida, os resultados encontrados referentes ao 2º CRTP, com os dados atualizados pelo IPCA e IGP-M. A terceira traz as evidências encontradas no 3º CRTP, com os dados também atualizados pelos dois índices de inflação. E por último, são relatadas as conclusões. 5.1 Procedimentos iniciais Como já comentado no Capítulo 2, a população pesquisada neste trabalho compreende as 63 empresas concessionárias do setor de distribuição de energia. Foram coletadas as demonstrações contábeis64 exigidas pela legislação societária, de 1995 a 201365, disponíveis no site da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e/ou site das distribuidoras. No endereço eletrônico da ANEEL, também foram coletadas as informações disponibilizadas nas audiências públicas realizadas para cada revisão tarifária das distribuidoras, principalmente, as notas técnicas, as quais trazem o resultado definitivo em que constam os valores aprovados para a determinação das tarifas, como o AIS, IRT, BRR a VNT, entre outros. Inicialmente, a intenção era analisar as três revisões tarifárias, mas, devido à indisponibilidade de alguns dados na primeira, serão utilizados os resultados definitivos da segunda revisão tarifária periódica (2º CRTP), que ocorreu de 2007 a 2010, e da terceira revisão tarifária periódica (3º CRTP), que ocorreu de 2011 a 2014. Assim, as demonstrações contábeis de cada empresa foram atualizadas monetariamente até 2013. Após a organização de todos os dados, foram excluídas dezenove empresas por falta de dados ou dados incompletos. A amostra final, portanto, foi composta por 44 distribuidoras para a análise do 2º CRTP. Para o 3º CRTP, a amostra final diminuiu para 41 distribuidoras, pois foram retiradas 64 Balanço Patrimonial, Demonstração do Resultado do Exercício, Demonstração de Fluxo de Caixa, Demonstração de Origens e Aplicações de Recursos e Notas Explicativas. 65 Não são todas as empresas que possuem dados desde 1996, pois foram constituídas após essa data ou não havia dados disponibilizados. 116 três empresas por indisponibilidade de alguns dados, pois isso inviabilizava a análise, como, por exemplo, falta de detalhamento da bifurcação do ativo imobilizado para ativos intangível e financeiro. Vale ressaltar que as empresas analisadas para o 2º CRTP correspondem a 96,55% do total de unidades consumidoras do país e para o 3º CRTP cai para 95,97%, ou seja, representam quase a totalidade das mesmas, portanto, bastante representativa. Cada distribuidora tem sua data de revisão tarifária (ver apêndice A), sendo o laudo de avaliação dos ativos realizado seis meses antes. Assim, quando a data de revisão for, por exemplo, em abril de 2008, o laudo teria sido realizado em novembro de 2007, sendo a demonstração contábil utilizada para fins de comparação, com o VNR, a anual de 2007. A Figura 19 traz a relação final das empresas e o período em que as demonstrações foram atualizadas monetariamente. 117 Periodo Empresas 1 1995 a 2013 AES Eletropaulo S.A 2 1997 a 2013 AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S. A 3 1995 a 2013 Ampla Energia e Serviços S.A 4 1998 a 2013 Bandeirante Energia S.A 5 2001 a 2013 Caiuá Distribuição de Energia S.A* 6 1995 a 2013 Celesc Distribuição S.A 7 1995 a 2013 Celg Distribuição S.A 8 2005 a 2013 CEMIG Distribuição S.A 9 2006 a 2013 Centrais Elétricas de Carazinho S.A - ELETROCAR * 10 1995 a 2013 Centrais Elétricas do Pará - CELPA 11 1995 a 2013 Centrais Elétricas Matogrossenses S.A - CEMAT 12 1998 a 2013 Cia. Campolarguense de Energia - COCEL 13 1995 a 2013 Cia. de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA 14 2001 a 2013 Cia. de Energia Elétrica do Estado de Tocantins - CELTINS 15 1995 a 2013 Cia. Energética de Pernambuco - CELPE 16 1995 a 2013 Cia. Energética do Ceará - COELCE 17 1995 a 2013 Cia. Energética do Maranhão - CEMAR 18 1995 a 2013 Cia. Energética do Rio Grande do Norte - COSERN 19 2006 a 2013 Cia. Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D 20 2006 a 2013 Cia. Força e Luz do Oeste - CFLO 21 2004 a 2013 Cia. Hidroelétrica São Patrício - CHESP 22 2001 a 2013 Cia. Nacional de Energia Elétrica - CNEE 23 1998 a 2013 Cia. Paranaense de Energia - COPEL D 24 1995 a 2013 Cia. Paulista de Força e Luz - CPFL Paulista 25 2006 a 2013 Cia. Paulista de Força e Luz Santa Cruz - CPFL Santa Cruz 26 2001 a 2013 Cia. Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga 27 1998 a 2013 Elektro Eletricicade e Serviços S.A 28 2002 a 2013 Eletrobrás Distribuição Alagoas - CEAL 29 2002 a 2013 Eletrobrás Distribuição Acre - ELETROACRE 30 2002 a 2013 Eletrobrás Distribuição Piaui - CEPISA 31 2002 a 2013 Eletrobrás Distribuição Rondônia - CERON 32 1998 a 2013 Eletrobrás Distirbuição Roraima (Boa Vista Energia) 33 2005 a 2013 Empresa de Distribuição de Energia Vale do Paranapanema S.A - EDEVP * 34 2001 a 2013 Empresa Elétrica Bragantina S.A - EEB 35 1995 a 2013 Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A - ENERSUL 36 2004 a 2013 Empresa Luz e Força Santa Maria S.A - ELFSM 37 1999 a 2013 Energisa Borborema Distribuidora de Energia S.A 38 1995 a 2013 Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S.A 39 1999 a 2013 Energisa Nova Friburgo Distribuidora de Energia S.A 40 1999 a 2013 Energisa Paraíba Distribuidora de Energia S.A 41 1999 a 2013 Energisa Sergipe Distribuidora de Energia S.A 42 1995 a 2013 Espírito Santo Centrais Elétrica - ESCELSA 43 1995 a 2013 Light Serviços de Eletricidade S.A 44 1997 a 2013 Rio Grande Energia S.A - RGE * Essas empresas foram retiradas para análise do 3º CRTP Figura 19 – Amostra Final da Pesquisa Fonte: Dados da Pesquisa 118 5.1.1 Tratamento da Amostra Inicialmente, foi realizada a atualização monetária dos dados, utilizando-se o modelo desenvolvido por Martins, Salotti, Amaral, Nagai e Melo (2012). Os passos foram os seguintes: 1) Procedeu-se à separação dos ativos imobilizados em serviço (AIS) dos ativos imobilizados em curso, pois este último não entra para o cálculo da tarifa, por não estar em funcionamento66; 2) As operações especiais (OE) não foram subtraídas do AIS, tendo em vista que, inicialmente, utiliza-se o valor bruto do imobilizado. As operações especiais são subtraídas quando do cálculo da base de remuneração. Ao mesmo tempo, as OE foram adicionadas ao patrimônio líquido; 3) A depreciação acumulada não foi alterada devido ser ela referente somente ao AIS em serviço; 4) Foram coletadas as taxas anuais do IPCA e do IGP-M, de 1996 a 2014 (ver Tabela 27), bem como as alíquotas do imposto de renda e contribuição social; 5) Nas notas explicativas (NE), foram averiguadas quais empresas realizaram reavaliação no período, que foram: Ampla, Bragantina, Caiuá, Celg, Celpa, Celtins, Cemat, CFLO, CNEE, Eletrocar, Eletropaulo e Rio Grande. Os valores da reavaliação foram subtraídos do AIS, da depreciação acumulada e das despesas com depreciação do período, bem como do PL. Esse ajuste foi feito desde o ano em que a reavaliação foi contabilizada até a baixa definitiva da mesma, tendo por objetivo retirar qualquer atualização do ativo que não seja pela inflação; 6) Os dados foram transferidos para uma planilha no Excel. Em seguida, aplicou-se o modelo de Martins et al (2012); 7) Em primeiro lugar, as variações anuais do AIS bruto (baixas, aquisições e/ou transferências do AIS em curso) foram apuradas, por diferença67, com base nos dados publicados, o mesmo ocorrendo com o AIS em curso, depreciação e patrimônio líquido; 66 Para o 3º CRTP, alguns ajustes foram necessários devido à convergência contábil, o que será detalhado na seção 5.3. 67 Pela indisponibilidade dos dados. 119 8) Em seguida, fez-se a atualização pela inflação do AIS em serviço e em curso inicial e pelas variações de cada período. Os mesmos procedimentos foram adotados em relação à depreciação, ao lucro e ao patrimônio líquido. E, por conseguinte, os impostos diferidos foram calculados, bem como os seus efeitos no AIS em serviço e em curso. 9) E, por fim, foi possível comparar os valores históricos e corrigidos do AIS em serviço e em curso, o lucro líquido, o patrimônio líquido e, ainda, calcular o Retorno sobre o Patrimônio Líquido (ROE)68 histórico e corrigido, que será utilizado posteriormente. 10) Após esses passos, com os dados já atualizados pelo IPCA e pelo IGP-M, foi possível refazer a base de remuneração regulatória – BRR, a partir do AIS corrigido e histórico, para fins de comparação com a BRR a VNR homologado pela ANEEL. A Tabela 27 apresenta os dois índices de inflação, IGP-M e IPCA, anuais e acumulados desde 1996, os quais são utilizados para a atualização monetária. Tabela 27 - Dados Históricos do IGP-M e IPCA Ano IGP-M Acumulado 1995 1996 9,20% 1997 7,73% 1998 1,78% 1999 20,10% 2000 9,95% 2001 10,37% 2002 25,30% 2003 8,69% 2004 12,42% 2005 1,20% 2006 3,84% 2007 7,74% 2008 9,80% 2009 -1,71% 2010 11,32% 2011 5,10% 2012 7,82% 2013 5,51% 2014 3,67% Fonte: FGV e IBGE69 68 69 100 109,2 117,64 119,74 143,8 158,11 174,51 218,66 237,66 267,17 270,38 280,76 302,49 332,14 326,46 363,41 381,95 411,82 434,51 450,46 Ano IPCA/IBGE Acumulado 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 9,56% 5,22% 1,66% 8,94% 5,97% 7,67% 12,53% 9,30% 7,60% 5,69% 3,14% 4,45% 5,90% 4,31% 5,91% 6,50% 5,84% 5,91% 6,41% 100 109,56 115,28 117,19 127,67 135,29 145,67 163,92 179,17 192,78 203,75 210,15 219,5 232,45 242,47 256,8 273,49 289,46 306,57 326,22 O ROE foi obtido pela divisão entre o resultado do período pelo patrimônio líquido inicial a CH e CHC. Fundação Getúlio Vargas e Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística. 120 Pode-se observar uma desigualdade entre os dois índices, pois a metodologia de cálculo é diferente. Enquanto o IPCA (calculado pelo IBGE) mede a inflação com base no consumo pessoal das famílias com rendimento de 1 a 40 salários mínimos, com abrangência geográfica limitada, o IGP-M (medido pela FGV) é mais amplo, tendo em vista que a inflação registrada abrange toda a população, sem limite de renda, e engloba a variação dos preços desde a matéria-prima até os bens e serviços finais. Note-se que, nos anos de 1999 e 2002, a diferença é de mais de 100%. A média anual do IGP-M no período (1996 a 2014) foi de 8,64%, enquanto a do IPCA foi de 6,45%, registrando uma variação de 30,46% e, no acumulado de 1996 a 2014, a diferença é de um pouco mais de 38%. Em 2009, o IGP-M registrou a única deflação da série, de 1,71%. Já, nos últimos dois anos, o IGP-M foi menor que o IPCA. Vale frisar mais uma vez que o IPCA é o índice oficial utilizado pelo Banco Central para medir a inflação, e o IGP-M é utilizado para reajuste dos aluguéis e das tarifas públicas. A Figura 20, a seguir, demonstra a variação dos índices, sendo possível a comparação das taxas, podendo-se notar que o IGP-M é mais volátil que o IPCA. E esse comportamento divergente mostra, mais uma vez, a dificuldade de se definir qual indexador representa a inflação mais próxima da realidade. 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% -5,00% IGP-M Figura 20 - IGP-M X IPCA Fonte: FGV e IBGE IPCA/IBGE 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 0,00% 121 O artigo de Souza (2004) defende o IPCA como indicador geral da inflação. O autor afirma que a utilização do IGP-M deve ser evitado para corrigir as tarifas de bens e serviços (como o setor elétrico), pois isso pode trazer resultados danosos. Em outras palavras, o IGPM não seria apropriado para o reajuste das tarifas do setor elétrico. Em matéria veiculada em 2005, no jornal Valor Econômico, o economista Delfim Netto destaca que o IGP superestima a taxa de inflação. E o economista cita ainda que uma tarifa corrigida pelo IPCA teria crescido de 100, em 1998, para 165, em 2004, e pelo IGP, seria 224, em 2004, ou seja, 35,7% superestimado. Entretanto, a intenção não é uma discussão exaustiva sobre os indicadores da inflação, mas, sim, evidenciar a relevância do assunto para estudos posteriores. Retornando ao tratamento da amostra e, como já comentado, a ANEEL publica em nota técnica o resultado definitivo de cada revisão tarifária, como o modelo apresentado no Capítulo 2. Cada NT contém a tabela que traz o resumo da Base de Remuneração Regulatória aprovada com valores a VNR. Essa tabela foi refeita para cada empresa com valores a CH e CHC para fins de comparação, sendo nessa tabela calculadas as seguintes variáveis: Ativo Imobilizado em Serviço (AIS); Base de Remuneração Regulatória Bruta (BRRb); Quota de Remuneração Regulatória (QRR); Remuneração do Capital (RC); Valor Base da Remuneração (VBR); e Valor de Mercado em Uso (VMU). Em virtude das alterações ocorridas na mensuração da RC e da QRR, quando calculados pelo CHC, o valor da Parcela B é alterado e um novo IRT é calculado, não tendo sido alterados os demais componentes do IRT, como a Parcela A, outras receitas, em virtude de não terem relação direta com o AIS, bem como com a receita verificada, todos publicados nas notas técnicas. Tendo em vista que apenas a atualização monetária não responde totalmente à questão de pesquisa, pois, como exposto na análise de resultados, a escolha do método de mensuração por si só não estabelece o preço justo para o equilíbrio entre a modicidade tarifária para o consumidor, o retorno adequado dos investimentos às concessionárias e, ao governo, a garantia da continuidade e qualidade dos serviços prestados. Para tanto, então, é primordial estabelecer que medida pode representar o justo valor para o consumidor e para o investidor. Para o consumidor, entende-se que é a menor tarifa e, para o investidor, o maior retorno. Assim, entende-se que as variáveis principais para a análise são: (i) Índice de reposicionamento tarifário (IRT), sendo, quanto menor o índice, menor a tarifa, ou seja, representa o consumidor; 122 (ii) Retorno sobre o patrimônio líquido (ROE), que se constitui em uma das principais medidas de rentabilidade e relaciona o investimento realizado com o ganho dos sócios, ou seja, representa o investidor; (iii) A manutenção do capital físico, que será representado pelo Ativo Imobilizado em Serviço (AIS). Com os dados coletados, também foi possível analisar outras variáveis: (i) Base de Remuneração Regulatória Bruta (BRRb), que é o montante do AIS subtraído das operações especiais, dos bens totalmente depreciados e do índice de aproveitamento integral; (ii) Valor de Mercado em Uso (VMU), que é calculado pelo AIS subtraído da depreciação acumulada; (iii) Valor Base da Remuneração (VBR), que representa o VMU subtraído do índice de aproveitamento depreciado; (iv) Quota de Remuneração Regulatória (QRR), que é o produto da BRRb e a taxa de depreciação; (v) Remuneração do Capital (RC), que é o produto entre a base de remuneração regulatória líquida e o WACC antes do cálculo dos impostos. Para cada variável, é realizada a comparação com os métodos de mensuração VNR e CHC (este último, por dois índices de inflação: IPCA e IGP-M). A seguir, descreve-se o tratamento estatístico da amostra. 5.1.2 Tratamento Estatístico A estatística é uma ferramenta de apoio que auxilia na análise e interpretação dos dados da amostra estudada. Em alguns casos, as conclusões podem ser extrapoladas para a população inteira. No caso deste estudo, a amostra é composta de 44 empresas, do 2º CRTP, e 41 empresas, do 3º CRTP, sendo a população composta das concessionárias brasileiras de distribuição de energia elétrica que, hoje, chegam a 63. Como já citado, a amostra é representativa, pois, representa mais de 90% das unidades consumidoras do país. 123 Após a formação da base de dados, foram calculadas as seguintes estatísticas descritivas: (a) média; (b) mediana; (c) desvio-padrão; (d) assimetria; e (e) curtose. Segundo Fávero, Belfiore, Silva e Chan (2009, p.51), a estatística descritiva permite uma melhor compreensão do comportamento dos dados, identificando tendências, variabilidade e valores atípicos (outliers). E em seguida foi realizado o teste de comparação de médias. Para definir o teste a ser aplicado, realizou-se o teste de normalidade dos dados Kolmogorov-Smirnov (K-S), que é aquele indicado para o tamanho da amostra utilizada. Se a distribuição for normal ao nível de significância acima de 5% (p>0,05), será utilizado o teste paramétrico t de Student; caso contrário (p<0,05), o teste a ser utilizado é o de Wilcoxon, que é um teste não paramétrico. O resultado que será detalhado adiante mostrou que não há normalidade dos dados, por isso foi utilizado o teste de Wilcoxon para os dados do 2º CRTP. Para o 3º CRTP, a variável IRT apresentou normalidade dos dados, sendo aplicado para essa variável o teste t de Student, e para as demais variáveis que não apresentaram normalidade dos dados, foi aplicado o teste de Wilcoxon. Segundo Fávero et al. (2009), o teste de Wilcoxon é uma alternativa ao teste t de Student para comparar duas técnicas populacionais a partir de amostras emparelhadas e quando as variáveis não apresentarem distribuição normal. O teste de Wilcoxon, também denominado teste de sinais por postos, tem por objetivo principal verificar a direção e a intensidade das diferenças de duas amostras relacionadas. No caso deste estudo, o objetivo é investigar se há diferenças significativas entre os métodos do VNR e CHC para cada variável. Para tanto, adotou-se o seguinte procedimento: (i) A hipótese nula H0 aponta não haver diferença nas variáveis entre os modelos de mensuração VNR e CHC. (ii) A hipótese alternativa H1 aponta haver diferença nas variáveis entre os modelos de mensuração VNR e CHC. (iii) Nível de significância de 5%. Os testes foram realizados com todas as variáveis pelos dois métodos de mensuração e para os dois ciclos de RTP. Além da análise conjunta envolvendo todas as empresas que compõem a amostra estudada, buscou-se o agrupamento dessas em conglomerados, de acordo com as suas características comuns, visando a identificar se haveria diferenças estatisticamente significativas entre as variáveis analisadas para os conglomerados formados. 124 Para essa etapa, optou-se pela técnica de análise de conglomerados (clusters). Segundo Pohlmann (2007, p. 325), a análise de conglomerados tem por objetivo reunir objetos conforme as características dos mesmos. Assim, foi escolhida a técnica de análise de conglomerados hierárquica. Visando a identificar os conglomerados a serem formados, optou-se pela análise gráfica do dendrograma. O número de conglomerados foi identificado, considerando-se a distância entre os grupos demonstrados no respectivo gráfico. Após a identificação do número de conglomerados, foi realizada a análise de clusters k-means, com o objetivo de verificar a capacidade de discriminação das variáveis, bem como a adequabilidade do número de conglomerados sugerido pela análise do dendrograma. As variáveis que apresentaram baixo poder discriminante foram retiradas do procedimento de análise de conglomerados, para evitar que causassem um forte viés na identificação da formação dos grupos, tendo sido utilizado como referência o resultado do teste F da análise de variância (ANOVA). Depois da identificação das empresas que comporiam os grupos identificados na análise de conglomerados, foram realizados os testes para comparação entre os métodos VNR e CHC, em cada variável, seguindo-se os mesmos procedimentos utilizados na análise conjunta. Em todos os procedimentos realizados, as duas revisões tarifárias foram analisadas separadamente. 5.2 Apresentação e Discussão dos Resultados Encontrados do 2º CRTP Os resultados encontrados no 2º CRTP são apresentados nas próximas três subseções. Em primeiro lugar, é realizada uma abordagem analítica dos dados atualizados pelo IPCA, seguida da análise estatística. E a terceira subseção é destinada a expor os resultados sintéticos após a atualização pelo IGP-M. 125 5.2.1 Abordagem Analítica do 2º CRTP - IPCA Como citado, esta subseção é destinada a expor os resultados analíticos após a aplicação do modelo de atualização monetária pelo IPCA e dos demais procedimentos detalhados anteriormente. A Tabela 28 apresenta o modelo da BRR da AES SUL, referente à segunda revisão tarifária. Esse modelo foi adotado para cada empresa, no qual consta o nº da NT utilizada para a coleta de dados e das demonstrações contábeis societárias, para fins de comparação com o VNR. Tabela 28 - Base de Remuneração Regulatória – AES SUL – 2º CRTP - IPCA Nota Técnica nº 108/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ AES SUL (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 2.185.710 2.659.949 1.508.251 3.751 4.565 2.588 103.944 126.497 71.727 157.423 191.579 108.630 1.920.592 2.337.308 1.325.306 1.217.649 1.481.845 840.240 968.061 1.178.104 668.011 3.751 4.565 2.588 964.310 1.173.539 665.423 742 742 742 45 45 45 22.073 22.073 22.073 883.226 1.069.902 616.556 13.355 13.355 13.355 1.066 1.066 1.066 12.289 12.289 12.289 4,47% 4,47% 4,47% 85.850 104.478 59.241 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 132.126 160.269 91.924 Fonte: Dados da Pesquisa É importante destacar, mais uma vez, que o laudo de avaliação dos ativos é realizado seis meses antes da data de revisão de cada distribuidora. A data de revisão da AES SUL, na segunda revisão tarifária, foi em 19 de abril de 2008, portanto, o laudo foi realizado em novembro de 2007. Assim, a demonstração contábil anual utilizada, para fins de comparação, foi a de 31 de dezembro de 2007. Na Tabela 28, constam o AIS mensurado com base no VNR (constante da NT), o AIS mensurado com base no CHC e o AIS constante nas notas explicativas, pois, no balanço patrimonial, é contabilizado somente o AIS líquido, ou seja, subtraído da depreciação acumulada. A partir da determinação do AIS pelos métodos de mensuração, os demais componentes da BRR são calculados proporcionalmente, tendo como 126 base o VNR, com exceção do Almoxarifado, do Ativo Diferido, de Terrenos e Servidão e da Reserva Global de Reversão, porque os valores são repetidos nos demais métodos, por não haver correlação direta com o cálculo do AIS. É importante enfatizar, novamente, que a Reserva Global de Reversão – RGR foi extinta em 2013 e não constará na BRR do próximo ciclo, que terá início em 2015. Com exceção da variável IRT e ROE, as demais variáveis são extraídas dessa tabela. Portanto, foram confeccionadas as tabelas da BRR para as 44 empresas (ver Apêndice C)70. Tendo em vista que somente o cálculo da BRR não é suficiente para atingir os objetivos desta pesquisa, o próximo passo foi calcular o índice de reposicionamento tarifário com base no CHC. O IRT é calculado em todas as revisões e divulgado nas notas técnicas de cada empresa. Para fins de ilustração, a Tabela 29 apresenta resumidamente o resultado da AES SUL com base em VNR e em CHC. O que é alterado para o cálculo com base no CHC é somente a Remuneração do Capital - RC e a Quota de Remuneração Regulatória – QRR, pois as demais variáveis independem do método de mensuração de ativos empregado. Tabela 29 - Índice de Reposicionamento Tarifário AES SUL – 2º CRTP AES SUL - IPCA (Milhares R$) VNR CHC PARCELA A 1.142.251 1.142.251 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 215.495 215.495 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 12.291 12.291 REMUNERAÇÃO 132.126 160.269 QRR 85.850 104.478 TOTAL PARCELA B 445.762 492.533 OUTRAS RECEITAS 11.060 11.060 Receita Requerida Líquida 1.576.953 1.623.724 Receita Verificada 1.621.296 1.621.296 Reposicionamento Tarifário -2,74% 0,15% Fonte: Dados da Pesquisa O IRT da AES SUL, na segunda revisão tarifária, foi de 2,74% negativo (-2,74%), ou seja, a receita verificada na distribuidora é maior que e a receita requerida. Nesse caso, haverá uma redução nas tarifas, devido ao modelo de regulação por incentivos adotado atualmente pela ANEEL, que permite a repartição de ganhos com eficiência, como já explanado nos 70 No Apêndice C, são encontradas as Tabelas do 2º CRTP – IPCA. As demais, 2º CRTP – IGP-M; 3º CRTP – IPCA e 3º CRTP – IGP-M, não foram anexadas a este estudo em virtude de serem muito extensas. As mesmas se encontram disponíveis para consulta com a autora. 127 capítulos anteriores. Nesse exemplo, o IRT com base no CHC foi maior, o que ocasionaria o aumento da tarifa. As Tabelas com as demais empresas estão no Apêndice D71. Com os dados apurados da BRR, foi calculada, em primeiro lugar, a diferença percentual existente entre os valores encontrados pelos três métodos de mensuração, com base na demonstração anual utilizada para a segunda revisão tarifária e na respectiva NT, que traz os resultados definitivos, como já explicado anteriormente. Essas diferenças foram calculadas com a divisão dos valores do VNR pelos valores corrigidos (CHC); VNR/CH e CHC/CH. Enquanto o AIS da AES SUL, por exemplo, com base no VNR, é R$ 2.185.710 e, com base em valores corrigidos (CHC), é R$ 2.659.949, o AIS com base no VNR corresponde a 82,17% do valor encontrado com base no CHC. Os resultados das 44 empresas podem ser visualizados na Tabela 30. Como pode ser observado, os valores são bem diversos. Analisando as diferenças entre o VNR/CHC para a variável AIS, o resultado mais próximo entre os dois métodos é encontrado na CELESC, em que o AIS com base no VNR é maior em 1%, e na Energisa Borborema, em que é menor em 1%. Esse resultado demonstra que os ativos a VNR dessas empresas estão bem próximos da inflação do período. A CEMIG e a CEEE-D tiveram o maior percentual do VNR/CHC, 64% maior que o AIS com base no CHC, demonstrando que os ativos podem estar superestimados. Já a CELPA apresentou o menor percentual, 24% menor que o CHC, portanto, subestimado. De modo geral, as mensurações com base no VNR foram menores do que as com base no CHC em 36% das empresas (16). Como demonstrado na revisão conceitual, um valor com base no VNR menor que um valor com base no CHC beneficia o consumidor com tarifas mais baixas, entretanto o investidor não recupera o seu investimento. As 16 concessionárias conseguirão repor seus ativos ao final da vida útil. Entretanto, por não haver recuperação do capital, poderá haver resistência do investidor em realizar investimentos futuros, estando os investidores de 16 empresas sendo remunerados abaixo da inflação. Em se tratando de um serviço essencial à sociedade, é obrigação do regulador zelar pela qualidade e continuidade da prestação de serviço de energia elétrica. 71 Idem nota de rodapé anterior. 128 Tabela 30 - Ativo Imobilizado em Serviço – AIS – 2º CRTP – IPCA AIS - IPCA VNR/CHC VNR/CH CHC/CH AES SUL 82% 145% 176% AMPLA 86% 133% 154% BANDEIRANTE 86% 152% 176% BRAGANTINA 102% 139% 136% CAIUÁ-D 125% 184% 147% CEEE-D 164% 175% 107% CELESC 101% 179% 177% CELG-D 108% 184% 170% CELPA 76% 146% 191% CELPE 92% 153% CELTINS 128% 182% CEMAR 98% 155% CEMAT 80% 133% CEMIG-D 164% 180% CFLO 142% 151% CHESP 142% 164% CNEE 130% 186% COCEL 109% 165% COELBA 106% 174% COELCE 81% 126% COPEL-D 135% 209% COSERN 110% 187% CPFL PAULISTA 96% 182% CPFL PIRATININGA 111% 159% CPFL SANTA CRUZ 126% 134% EDEVP 150% 166% EFLSM 160% 178% ELEKTRO 106% 188% ELETROACRE 120% 152% ELETROBRAS - ALAGOAS 124% 168% ELETROBRÁS PIAUÍ (CEPISA) 132% 181% ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON) 106% 148% ELETROBRÁS - RORAIMA 88% 124% ELETROCAR 133% 148% ELETROPAULO 85% 169% ENERGISA BO 99% 152% ENERGISA MG 95% 181% ENERGISA NF 120% 184% ENERGISA PARAÍBA 111% 160% ENERGISA SE 106% 153% ENERSUL 77% 126% ESCELSA 91% 165% LIGHT SESA 91% 166% RGE 120% 244% Média 111% 164% Desvio Padrão 24% 24% Variância 0,06 0,05 VNR – Valor Novo de Reposição; CHC – Custo Histórico Corrigido; CH – Custo Histórico Fonte: Dados da Pesquisa 165% 142% 159% 166% 110% 106% 116% 170% 151% 164% 155% 154% 169% 191% 143% 107% 111% 111% 178% 126% 136% 137% 139% 142% 112% 199% 154% 191% 154% 144% 145% 163% 181% 183% 204% 153% 27% 0,07 129 E, nas demais empresas (28), o VNR foi maior que o CHC. Nesse caso, quando um valor com base no VNR é maior que um com base no CHC, o prejudicado é o consumidor, que está remunerando o investidor acima do que ele investiu anteriormente. Isso significa que esse investidor está financiando um ativo que ainda será construído e não o ativo que está sendo utilizado. Aqui cabe revisitar a afirmativa formulada no Capítulo 2: o VNR faz com que os consumidores atuais estejam arcando com os custos de um bem que será adquirido futuramente (interesse dos futuros consumidores) e não pela prestação de serviços já realizada. Em média, o AIS com base no VNR esteve 11% maior que o com base no CHC, ou seja, há indícios que, em média, o investidor está recebendo valores acima da inflação, e os consumidores desembolsando mais do que o necessário. Pelo exposto, percebe-se que a metodologia atualmente utilizada, quando comparada à metodologia do custo histórico corrigido, nesse caso, pelo IPCA, não conduz ao justo valor para o equilíbrio entre a modicidade tarifária para o consumidor e o retorno adequado dos investimentos às concessionárias. Ressalta-se mais uma vez que o VNR é mais subjetivo e de difícil comprovação, e o CHC é de fácil utilização, auditável e menos dispendioso para sua implantação. Todavia, ainda é prematura essa afirmação, pois há as demais variáveis a serem analisadas, bem como os testes estatísticos que irão auxiliar na conclusão. Também foram realizadas as proporções entre o VNR e CH e o CHC e CH. Em todas as empresas, os valores com base no VNR e no CHC foram maiores do que os valores com base no CH, o que era de se esperar, devido à fragilidade do método. Na média, o AIS com base nos dois métodos são maiores que aquele com base no CH, em mais de 50%, ou seja, os ativos a CH estão subestimados, o que comprova, mais uma vez, a importância da atualização monetária das demonstrações contábeis. De 1996 a 2014, o IPCA acumulado é de 226,22%. A Tabela 31, abaixo, evidencia o IRT de toda a amostra. O resultado coincide com o da tabela anterior, em que é comparado o AIS com base no VNR e no CHC. Esse resultado já era esperado, haja vista que a remuneração de capital e a quota de reintegração regulatória dependem diretamente do valor do AIS. No caso do IRT, quanto menor o percentual, menor a tarifa. Destaca-se que, na segunda revisão tarifária, das 44 empresas, somente seis tiveram aumento de tarifas, ou seja, o IRT foi positivo (Ampla, Bragantina, Energisa BO, Energisa NF, Escelsa e Light). Nas demais, o IRT foi negativo, provocando uma queda nas tarifas em virtude da metodologia atualmente utilizada, ou seja, valor novo de reposição. 130 Tabela 31 - Resultado do IRT a VNR e CHC – 2º CRTP – IPCA IRT - IPCA VNR CHC AES SUL -2,74% 0,15% AMPLA 1,83% 5,55% BANDEIRANTE -9,79% -7,73% BRAGANTINA 2,19% 1,90% CAIUÁ -8,05% -9,88% CEEE-D -0,39% -6,84% CELESC -9,16% -9,28% CELG-D -9,56% -10,41% CELPA -8,38% -3,89% CELPE -6,16% -4,81% CELTINS -7,24% -10,59% CEMAR -11,03% -10,48% CEMAT -5,91% -1,80% CEMIG-D -19,68% -26,11% CFLO -6,60% -8,55% CHESP -10,25% -15,39% CNEE -9,90% -11,69% COCEL -11,74% -12,48% COELBA -13,75% -14,81% COELCE -8,89% -5,11% COPEL-D -7,49% -10,90% COSERN -8,04% -9,57% CPFL PAULISTA -14,07% -13,55% CPFL PIRATININGA -13,50% -14,50% CPFL SANTA CRUZ -17,05% -19,08% EDEVP -4,77% -7,82% EFLSM -14,82% -19,83% ELEKTRO -20,52% -21,35% ELETROACRE -6,94% -9,84% ELETROBRAS - ALAGOAS -17,71% -20,18% ELETROBRÁS PIAUÍ (CEPISA) -10,33% -13,29% ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON) -19,66% -20,28% ELETROBRÁS- RORAIMA -20,05% -18,34% ELETROCAR -2,67% -3,92% ELETROPAULO -8,07% -5,53% ENERGISA BO 6,05% 6,19% ENERGISA MG -7,40% -6,72% ENERGISA NF 11,04% 7,66% ENERGISA PB -14,73% -16,02% ENERGISA SE -14,49% -15,33% ENERSUL -7,76% -1,93% ESCELSA 4,41% 6,10% LIGHT SESA 2,06% 4,12% RGE -8,11% -10,19% Fonte: Dados da Pesquisa Analisando a Tabela 31, percebe-se que sete empresas apresentaram o IRT positivo, com base no CHC. O resultado é o mesmo, comparando-se com o resultado quando da utilização do método do VNR, acrescentando-se somente a AES SUL, em que o IRT com 131 base no CHC foi de 0,15% positivo. O maior reajuste da segunda revisão tarifária foi o da Energisa NF, 11,04%, e o menor foi o da ELEKTRO, 20,52% negativo (-20,52%). Se fosse adotada a metodologia do CHC, a Energisa NF também apresentaria o maior reajuste, só que em percentual menor ,7,66%, e a CEMIG-D, a maior queda de tarifa, de 26,11% (-26,11%). As 16 empresas que apresentaram um AIS menor com base no VNR também tiveram menor tarifa em relação ao CHC. E as demais, 28 delas, tiveram o IRT com base no VNR maior do que o calculado com base no CHC, proporcionando o método do CHC tarifas mais baixas em 64% das empresas. Pode-se inferir que, quando o AIS com base no VNR é menor que o calculado com base no CHC, a tarifa também será menor. E o inverso também é verdadeiro, ou seja, AIS com base no VNR maior que o com base no CHC, a tarifa também será maior, entretanto, em percentual, não é proporcional. A CEMIG-D, por exemplo, que apresentou um AIS - VNR com percentual de 64% maior, teve uma queda de tarifa de aproximadamente 33%, ou seja, o IRT com base no CHC foi de 26,11% negativo e, com base no VNR, 19,68%, também o IRT foi negativo. Na CELPA, que apresentou o menor AIS com base no VNR, 24% em relação àquele com base no CHC, quanto ao cálculo do IRT, houve uma queda de 8,38% e, quando mensurado com base no CHC, uma queda de 3,89%, ou seja, a diferença entre os dois métodos é de mais de 115%, nesse caso. Outro ponto importante é que o AIS não determina se o IRT será negativo ou positivo. O que se depreende é que, dependendo do valor do AIS mensurado por meio de cada método, haverá maior ou menor tarifa, mas não se o índice de reajuste vai ser positivo ou negativo. Isso depende de outras variáveis, como a Parcela A (que não é gerenciável) e o montante da empresa referência, entre outros. Em média, as tarifas a CHC foram menores que as calculadas pelo VNR, -9,01% e 8,41%, respectivamente, ou seja, na segunda revisão tarifária, se fosse utilizado o método do CHC, as tarifas seriam, em média, menores em 0,60% que as autorizadas a VNR, na amostra estudada, o que representa uma diferença de 7,17%. Quanto à variável ROE, e como explanado na metodologia, na impossibilidade de se calcular o ROE a VNR, pois não se tem acesso às demonstrações contábeis regulatórias de 1996 a 2009, foi utilizado o ROE a CH como parâmetro, tendo em vista que as receitas registradas na contabilidade societária são aquelas recebidas com as tarifas calculadas a VNR. Como demonstrado no Capítulo 4, o lucro médio regulatório, em 2013, foi maior em 2% em relação ao societário, e o patrimônio líquido médio foi maior em 9%, portanto, o retorno regulatório está bem próximo ao societário (CH). 132 A Eletrobrás Piauí foi retirada somente dessa análise, tendo em vista que a empresa apresentou um patrimônio líquido negativo (passivo a descoberto) e prejuízo. A Tabela 32 traz os resultados. Como pode ser visto, cinco empresas (Enersul, Eletrobrás Alagoas, Eletrobrás Roraima, Eletrobrás Rondônia e Celg-D) apresentaram ROE nominal negativo, tendo em vista que, no ano da revisão, apresentaram prejuízo, mas, em trinta e oito empresas, o ROE nominal foi positivo. Com a atualização monetária, nas cinco empresas com ROE nominal negativo, o ROE efetivo permaneceu negativo, mas em percentuais diferenciados. A diferença do ROE efetivo da Enersul foi de 13,95%, passando de negativo em 6,31% (-6,31%) para negativo em 7,19%. Já nas demais, o ROE efetivo diminui, apesar de continuar negativo. A Celg-D, por exemplo, foi a que apresentou a maior diferença, passando de um ROE nominal negativo de 120,81% (120,81%) para -29,52%, uma diferença de 75,56%. O maior ROE nominal encontrado foi na CPFL Piratininga, 84,23%, e, quando corrigido pelo IPCA, o ROE passa a ser de 55,38%, uma queda na rentabilidade quando descontada a inflação do período. O menor foi na Eletroacre, 0,08%, e, quando atualizado, ele passa a ser negativo em 2,60% (-2,60%). Nas empresas em que o ROE nominal foi positivo, esse, quando atualizado, passa a ser menor, com exceção do que ocorreu na CAIUÁ e CEEED. A menor diferença foi na Eletrocar, com uma queda de 6,25%, e a maior foi na Eletropaulo, uma queda de quase 80%. A AES SUL, que apresentou um ROE nominal de 5,06%, quando atualizado, passa a ser negativo em 1,97% (-1,97%). Em média, o ROE nominal foi de 12,37%, e o ROE efetivo, de 9,38%. 133 Tabela 32 - ROE a VNR e CHC – 2º CRTP – IPCA ROE - IPCA VNR CHC AES SUL 5,06% -1,97% AMPLA 16,95% 10,41% BANDEIRANTE 16,96% 7,40% BRAGANTINA 4,10% 1,22% CAIUÁ 0,28% 0,71% CEEE-D 9,98% 34,56% CELESC 24,04% 13,81% CELG-D -120,81% -29,52% CELPA 9,07% 2,55% CELPE 32,91% 22,70% CELTINS 5,04% 1,83% CEMAR 22,00% 14,73% CEMAT 9,76% 4,54% CEMIG-D 17,06% 15,50% CFLO 14,45% 12,68% CHESP 17,61% 14,48% CNEE 17,18% 13,13% COCEL 16,92% 11,12% COELBA 31,78% 20,13% COELCE 27,66% 15,26% COPEL-D 23,34% 15,13% COSERN 29,21% 20,11% CPFL PAULISTA 42,12% 27,72% CPFL PIRATININGA 84,23% 55,38% CPFL SANTA CRUZ 31,92% 29,64% EDEVP 5,49% 4,38% EFLSM 21,31% 18,67% ELEKTRO 38,72% 23,74% 0,08% -2,60% ELETROBRAS - ALAGOAS -16,82% -14,29% ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON) -95,84% -44,97% ELETROBRÁS- RORAIMA ELETROACRE -33,74% -26,05% ELETROCAR 22,57% 21,16% ELETROPAULO 30,04% 6,11% ENERGISA BO 20,70% 14,15% ENERGISA MG 6,81% 3,05% ENERGISA NF 21,41% 12,15% ENERGISA PB 16,16% 10,64% ENERGISA SE 13,87% 7,43% ENERSUL -6,31% -7,19% ESCELSA 18,24% 8,23% LIGHT SESA 64,59% 26,48% 16,00% 9,15% RGE Fonte: Dados da Pesquisa 134 Mais uma vez, fica demonstrada a importância da atualização monetária, pois o retorno nominal apresentado passa a ser inverídico, com taxas de retorno maiores do que efetivamente o são. Vários fatores influenciam o resultado do período e o patrimônio líquido quando corrigidos (a maior, menor ou igual). O PL pode aumentar devido à atualização do imobilizado como, por exemplo, diminuição pela depreciação e despesas de juros. A estrutura patrimonial de cada empresa (proporção entre o capital próprio e de terceiros, tamanho do imobilizado em relação ao ativo total) também interfere diretamente no resultado e no patrimônio líquido, quando corrigidos. Por isso, duas empresas que apresentam o mesmo lucro em determinado período, quando corrigidos, dependendo da estrutura patrimonial de cada uma, poderão apresentar resultados diferentes, podendo uma aumentar esse lucro e outra passar a ter prejuízo, por exemplo. Em seguida, as análises estatísticas são realizadas. 5.2.2 Análise Estatística do 2º CRTP - IPCA Foram calculadas as estatísticas descritivas univariadas, com o objetivo de se analisar o comportamento de uma variável de cada vez, pelos dois métodos de mensuração: VNR e CHC. São elas as estatísticas descritivas: (a) média; (b) mediana; (c) desvio-padrão; (d) assimetria; e (e) curtose. Na Tabela 33, são exibidos os resultados das estatísticas univariadas. Tabela 33 - Estatísticas Univariadas – 2º CRTP – IPCA Método Média Mediana Desvio-padrão Assimetria VNR 2.867.465,09 1.690.225,00 3.743.004,77 2,211 AIS CHC 2.752.036,45 1.560.429,50 3.409.053,57 1,926 VNR 2.169.018,59 1.301.010,50 2.803.512,91 2,062 BRR CHC 2.105.669,94 1.263.098,81 2.680.266,64 2,125 VNR -0,084 -0,087 0,071 0,535 IRT CHC -0,090 -0,099 0,081 0,274 VNR 96.694,02 56.859,26 125.692,28 2,104 QRR CHC 93.554,96 56.542,00 118.014,83 2,022 VNR 156.219,90 104.559,25 189.115,32 1,777 RC CHC 155.423,32 96.211,52 193.982,03 2,016 VNR 0,173 0,170 0,459 1,355 ROE CHC -0,204 0,109 1,983 -6,560 VNR 1.415.091,27 882.897,00 1.758.739,79 2,234 VBR CHC 1.366.061,27 782.274,60 1.585.252,60 1,594 VNR 1.436.575,86 887.309,50 1.784.843,36 2,194 VMU CHC 1.386.324,27 796.171,38 1.614.462,18 1,614 Fonte: Dados da Pesquisa Variável Curtose 5,386 4,026 4,352 5,457 0,420 -0,281 4,700 4,794 2,887 4,559 11,775 43,330 6,190 2,207 5,847 2,298 135 De acordo com as estatísticas univariadas, verificou-se que: • Pelos métodos de mensuração, VNR e CHC, a variável IRT apresentou assimetrias próximas a zero, indicando que essa variável possui distribuição simétrica; • Pelo método do CHC, a variável ROE apresentou assimetria negativa e superior a um, indicando uma maior concentração de valores acima da média, -0,204; • Nas demais variáveis, por ambos os métodos, houve a identificação de valores de assimetria positivos e superiores a 1, indicando uma maior concentração de valores abaixo da média; • Em relação à variável IRT, por ambos os métodos, a mesma apresentou curtose inferior a três, o que representa que há concentração dos dados ao redor da média (0,084 e -0,090, para os métodos VNR e CHC, respectivamente); • A variável RC (pelo método VNR) e as variáveis VBR e VMU (pelo método CHC) também apresentaram curtoses inferiores a três; • As demais variáveis, AIS, BRR, QRR, ROE (pelos dois métodos de mensuração), RC (CHC), VBR e VMU (VNR), apresentaram curtoses superiores a três, o que significa que essas variáveis possuem uma distribuição mais dispersa. As mais afetadas, em ordem decrescente, são: (a) ROE (CHC e VNR); (b) VBR (VNR); (c) VMU (VNR); (d) BRR (CHC); (e) AIS (VNR); (f) QRR (CHC e VNR); (g) RC (CHC); (h) BRR (VNR); (i) AIS (CHC); • Com exceção da variável IRT, as demais variáveis, por ambos os métodos, apresentam desvio-padrão superior à média, o que implica em forte dispersão dos dados analisados. O próximo passo foi em direção à aplicação do teste de médias para verificar as diferenças das variáveis quanto ao método de mensuração (VNR x CHC) para o ano em que ocorreu a segunda revisão tarifária, realizando-se uma análise conjunta das empresas. Como já citado, para a definição do teste a ser realizado, deve-se verificar se as variáveis possuíam ou não distribuição normal. Para isso, devido ao tamanho da amostra, foi realizado o teste de Kolmogorov-Smirnov. Na Tabela 34, são apresentados os resultados dos testes. 136 Tabela 34 - Teste de Normalidade Kolmogorov-Smirnov – 2º CRTP - IPCA Variável Método Estatística Probabilidade VNR 0,225 0,000 AIS CHC 0,212 0,000 VNR 0,236 0,000 BRR CHC 0,218 0,000 VNR 0,136 0,041 IRT CHC 0,081 0,200 VNR 0,237 0,000 QRR CHC 0,216 0,000 VNR 0,207 0,000 RC CHC 0,214 0,000 VNR 0,253 0,000 ROE CHC 0,436 0,000 VNR 0,213 0,000 VBR CHC 0,196 0,000 VNR 0,213 0,000 VMU CHC 0,197 0,000 Fonte: Dados da Pesquisa Segundo os resultados dos testes de Kolmogorov-Smirnov, com exceção da variável IRT (CHC), há indícios de que as variáveis não possuem distribuição normal, visto que as probabilidades foram inferiores ao nível de significância de 5%. Conforme foi explicado anteriormente, não possuindo as variáveis distribuição normal, foram aplicados testes não-paramétricos para avaliar a diferença ou não entre os referidos métodos para cada uma das variáveis. Os resultados desses testes são apresentados a seguir. Tabela 35 - Resultados do teste Wilcoxon – 2º CRTP – IPCA Variável Estatística Probabilidade AIS -0,455 0,649 BRR -0,420 0,674 IRT -1,470 0,141 QRR -0,420 0,674 RC -0,420 0,674 ROE -3,921 0,000 VBR -0,478 0,632 VMU -0,478 0,632 Fonte: Dados da Pesquisa De acordo com os resultados do teste de Wilcoxon (Tabela 35), com exceção da variável ROE, as variáveis calculadas com base no CHC e no VNR foram consideradas estatisticamente iguais. Com probabilidades superiores a 0,14, não foi rejeitada a hipótese nula de igualdade entre os dois métodos analisados nas demais variáveis. Isso quer dizer que não há diferenças significativas nas variáveis quando aplicados os métodos de mensuração 137 VNR e CHC. Cabe ressaltar que, em todas as variáveis, com exceção do ROE, segundo a análise analítica, os valores com base no CHC foram menores do que os com base no VNR em 64% das empresas, contribuindo a grande dispersão existente entre as empresas analisadas para que não haja diferenças estaticamente significativas entre tais variáveis. Todavia, em relação à variável ROE, com uma probabilidade inferior a 0,001, os métodos CHC e VNR foram considerados estatisticamente diferentes, ou seja, rejeita-se a hipótese nula de igualdade. De acordo com o resultado do teste de Wilcoxon, os valores do método CHC são inferiores, em média, do que os valores do VNR. A Tabela 36 ilustra esse fato, apresentando 86% das empresas da amostra o ROE com base no CHC menor do que os encontrados nas demonstrações contábeis societárias. Esse resultado vem ratificar as inferências anteriores de que a rentabilidade das empresas pode estar superestimada. Tabela 36 - Resultado dos Postos do Teste de Wilcoxon da Variável ROE – 2º CRTP – IPCA Variável ROE Empresas CHC<VNR 38 CHC>VNR 6 CHC=VNR 0 Total 44 Fonte: Dados da Pesquisa Como já exposto, devido à forte dispersão dos dados, conforme demonstrado na análise das estatísticas univariadas, buscou-se o agrupamento das empresas em análise de conglomerados, que tem por objetivo principal reunir as empresas semelhantes em um mesmo grupo. Para analisar a formação dos conglomerados, foi utilizada a análise de clusters (conglomerados) hierárquica, que é a técnica apropriada ao tamanho da amostra, sendo a quantidade de conglomerados definida por intermédio da análise do dendrograma (Figura 21), que é uma síntese gráfica em que não é necessária a determinação prévia da quantidade de grupos. 138 Figura 21 - Dendrograma – Análise de Clusters Hierárquica – 2º CRTP – IPCA Fonte: Dados da Pesquisa Pode-se notar, claramente, que, segundo o dendrograma, houve a formação de dois conglomerados. O primeiro, formado por seis empresas: (a) Coelba, (b) CPFL Paulista, (c) Copel-D, (d) Light-SESA, (e) Cemig-D e (f) Eletropaulo. O segundo, formado pelas demais empresas, em um número de 38, não apresentando outiliers (no caso da análise de conglomerados, seria representado pelo indivíduo que formasse um agrupamento contendo apenas ele mesmo). Para validar a formação dos conglomerados, passou-se à análise de clusters k-means para verificar a capacidade de discriminação de cada uma das variáveis utilizadas quanto aos dois métodos de mensuração. 139 Tabela 37 - Resultados da Análise de Variância – ANOVA – 2º CRTP – IPCA Variáveis Método Estatística Probabilidade VNR 121,506 0,000 AIS CHC 101,716 0,000 VNR 106,543 0,000 BRR CHC 75,827 0,000 VNR 0,421 0,520 IRT CHC 0,472 0,496 VNR 104,715 0,000 QRR CHC 78,949 0,000 VNR 67,861 0,000 RC CHC 43,561 0,000 VNR 1,017 0,319 ROE CHC 0,263 0,611 VNR 81,636 0,000 VBR CHC 69,895 0,000 VNR 86,313 0,000 VMU CHC 72,928 0,000 Fonte: Dados da Pesquisa De acordo com a Tabela 37, com exceção das variáveis IRT e ROE, as demais, por ambos os métodos, apresentaram capacidade discriminativa excelente. Após a exclusão das variáveis citadas anteriormente, verificou-se que a formação de dois conglomerados, de acordo com a análise do dendrograma, foi adequada, ressaltando-se que as variáveis IRT e ROE foram retiradas somente para confirmar a formação dos conglomerados. Depois dessa formação, apresentam-se as estatísticas univariadas dos dois conglomerados na Tabela 38. Tabela 38 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IPCA Variável Método Média Mediana Desvio-padrão Assimetria Curtose VNR 10.894.891,50 9.595.677,00 3.789.823,42 1,281 1,042 AIS CHC 9.887.134,17 9.225.453,00 3.190.965,38 1,156 1,029 VNR 8.075.966,50 7.388.984,50 2.838.822,37 0,557 -1,657 BRR CHC 7.454.906,48 6.580.224,75 3.049.683,00 1,271 1,211 VNR -0,102 -0,109 0,075 0,638 0,689 IRT CHC -0,111 -0,122 0,101 0,087 0,920 VNR 360.874,11 322.072,48 129.111,10 0,838 -0,808 QRR CHC 330.764,87 303.449,25 126.541,36 1,238 1,315 VNR 525.996,39 544.748,17 199.020,45 -0,137 -2,811 RC CHC 499.770,35 397.434,20 251.956,59 0,665 -1,445 VNR 0,348 0,309 0,168 1,225 1,623 ROE CHC 0,185 0,178 0,081 -0,390 -0,443 VNR 4.970.535,67 4.585.535,00 2.020.610,25 1,504 2,604 VBR CHC 4.483.085,59 4.675.764,30 1.459.274,94 -0,117 -1,443 VNR 5.078.467,67 4.695.918,00 1.989.373,46 1,447 2,449 VMU CHC 4.585.854,82 4.717.863,90 1.469.673,72 -0,015 -1,502 Fonte: Dados da Pesquisa 140 Analisando-se as estatísticas univariadas do conglomerado 1, que contém as seis empresas já citadas acima, observa-se que: • Nenhuma variável, pelos dois métodos de mensuração, apresentou curtose superior a três, em módulo, o que indica que os valores estão concentrados ao redor da média, ou seja, apresentam uma distribuição com baixa dispersão (resultado bem divergente da análise conjunta); • Confirmando uma distribuição com baixa dispersão, nenhuma variável apresentou desvio-padrão superior à média; • A variável RC - VNR e as variáveis ROE, VBR e VMU - CHC apresentaram assimetria negativa, isto é, há concentração de valores acima da média; • No demais casos, as variáveis apresentaram assimetrias positivas. Após a análise da estatística descritiva, fica clara a baixa dispersão dos dados no conglomerado 1, o que não aconteceu na análise conjunta das 44 empresas. Dessa forma, verifica-se que a segregação em conglomerados foi necessária para evitar que grupos com comportamentos heterogêneos afetem o comportamento das variáveis, induzindo a um viés na análise realizada. A análise dos conglomerados serve de confirmação do comportamento identificado na análise conjunta. Na continuação, passa-se à análise dos resultados dos testes de Wilcoxon de acordo com a Tabela 39. Tabela 39 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IPCA Variável Estatística Probabilidade AIS -0,524 0,600 BRR -0,314 0,753 IRT -0,524 0,600 QRR -0,314 0,753 RC -0,314 0,753 ROE -2,201 0,028 VBR -0,314 0,753 VMU -0,314 0,753 Fonte: Dados da Pesquisa Para o primeiro conglomerado, apenas a variável ROE apresentou probabilidade inferior a 0,05 pelo teste de Wilcoxon, ou seja, há diferença estatisticamente significativa entre os métodos VNR e CHC, ocorrendo, de igual modo, na análise conjunta. As demais variáveis foram consideradas estatisticamente iguais, não sendo rejeitada a hipótese nula do teste de Wilcoxon. 141 Vale ressaltar que, das seis empresas que compõem esse conglomerado, entre todas as variáveis, com exceção do ROE, três apresentaram, segundo a análise analítica, valores com base no CHC menores do que os valores com base no VNR (Cemig-D; Coelba e Copel), e três (CPFL Paulista; Eletropaulo e Light SESA), o contrário. Quanto à variável ROE, todas as empresas apresentaram valores com base no CHC menor do que os com base no VNR. A seguir, procede-se à análise do segundo conglomerado, que contém as 38 empresas. Tabela 40 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IPCA Variável Método Média Mediana Desvio-padrão Assimetria Curtose VNR 1.599.976,71 1.210.892,00 1.497.153,77 0,730 -0,568 AIS CHC 1.625.442,08 962.944,00 1.603.472,62 0,785 -0,495 VNR 1.236.342,61 764.354,50 1.222.138,87 0,892 -0,082 BRR CHC 1.261.053,64 632.828,03 1.311.153,02 0,994 0,312 VNR -0,081 -0,082 0,071 0,551 0,580 IRT CHC -0,087 -0,097 0,078 0,396 -0,374 VNR 54.981,37 34.270,78 54.803,00 0,945 0,032 QRR CHC 56.100,76 29.644,32 58.794,35 1,035 0,354 VNR 97.834,14 52.548,35 102.652,16 1,313 2,006 RC CHC 101.052,73 45.257,71 113.525,11 1,551 3,218 VNR 0,145 0,165 0,485 1,495 11,368 ROE CHC -0,265 0,098 2,130 -6,100 37,455 VNR 853.705,32 646.577,50 818.185,62 0,967 0,443 VBR CHC 873.899,53 550.902,27 899.146,27 1,151 1,159 VNR 861.540,32 658.622,50 822.817,13 0,952 0,384 VMU CHC 881.135,23 558.160,68 902.834,94 1,136 1,101 Fonte: Dados da Pesquisa De acordo com as estatísticas univariadas do conglomerado 2 (Tabela 40), verificou-se que: • A variável ROE, por ambos os métodos de mensuração, apresentou curtose superior a três, bem como a variável RC - CHC. Essas variáveis demonstraram possuir distribuição com grande dispersão dos dados; • Ainda sobre a variável ROE, os desvios-padrão pelos dois métodos foram bastante superiores à média, confirmando a dispersão dos dados; • A variável RC –VNR e as demais variáveis, pelos dois métodos, apresentaram curtoses inferiores a três, indicando concentração de dados ao redor da média das respectivas variáveis; • Com exceção da variável ROE - CHC, as demais variáveis apresentaram assimetria positiva, indicando uma concentração de dados abaixo da média. Portanto, em comparação com a análise conjunta, a dispersão dos dados das 38 empresas diminuiu bastante, com exceção da variável ROE, pelos dois métodos, e a variável 142 RC – CHC, que continuaram apresentando curtose superior a três. Quanto ao desvio-padrão, somente a variável ROE continuou apresentando dispersão dos dados, por qualquer um dos métodos, resultado bastante diverso da análise conjunta, em que somente a variável IRT apresentou desvio-padrão abaixo da média. Como na análise conjunta, a variável ROE – CHC continuou apresentando assimetria negativa e acima de 1, o que demonstra que os valores estão mais concentrados acima da média (-0,265). Na sequência na Tabela 41, são apresentados os resultados do teste de Wilcoxon para as empresas do segundo conglomerado. Tabela 41 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IPCA Variável Estatística Probabilidade AIS -0,558 0,577 BRR -0,558 0,577 IRT -1,414 0,157 QRR -0,558 0,577 RC -0,558 0,577 ROE -3,343 0,001 VBR -0,573 0,567 VMU -0,573 0,567 Fonte: Dados da Pesquisa Novamente, considerando-se os resultados do teste de Wilcoxon, verificou-se que somente a variável ROE apresentou probabilidade inferior a 0,05, ou seja, foi rejeitada a hipótese nula de que os métodos VNR e CHC são estatisticamente iguais e, ainda, que há diferenças significativas entre os métodos para a variável ROE. As demais variáveis, com probabilidade superior a 0,05, são consideradas estatisticamente iguais, não tendo sido rejeitada a hipótese nula. Esse conglomerado é composto por 38 empresas, apresentando vinte e cinco delas (66%) valores com base no CHC inferiores aos com base no VNR para todas as variáveis, com exceção do ROE, com base na análise analítica. Analisando-se a variável ROE, esse número aumenta para trinta e duas empresas (84%), não havendo, portanto, alteração nos resultados gerais entre a análise conjunta (44 empresas) e por conglomerados (6 e 38). 5.2.3 Análises e Resultados Sintéticos da Atualização Monetária pelo IGP-M – 2º CRTP Como já citado, os dados coletados também foram atualizados monetariamente pelo IGP-M, seguindo os mesmos procedimentos adotados quando da atualização do IPCA. 143 O valor acumulado do IGP-M ao longo do tempo, conforme já demonstrado, é maior que o IPCA. Este estudo defende a utilização do IPCA para os reajustes das tarifas de energia, por ser o índice oficial da inflação brasileira e, portanto, mais justo para ambas as partes. De 1996 a 2014, o IGP-M acumulado é de 350,46%, ou seja, mais de 50% superior em relação ao IPCA, salientando-se que, nos dois últimos anos, o IGP-M foi menor que o IPCA. Ainda, é importante ressaltar que somente os dados referentes ao CHC é que foram alterados. Após todos os cálculos realizados, verificou-se que, nesse caso, a situação se inverte. De modo geral, os valores do AIS com base no VNR foram menores que os com base no CHC em 66% das empresas (29). Em média, o AIS com base no VNR esteve 4% menor do que o com base no CHC-IGP-M. Levando-se em consideração que o índice acumulado de 1996 a 2009 é quase 60% superior quando comparado ao IPCA acumulado no mesmo período, pode-se inferir que os ativos mensurados com base no VNR apresentam indícios de que podem estar superestimados, independentemente, do índice de inflação, o que contribui para tarifas mais altas, podendo evidenciar que esse não seja o justo valor a ser mensurado para os consumidores. Vale ressaltar que, independentemente, do índice de inflação utilizado para atualização do AIS, em quinze empresas (34%), ou seja, em um pouco mais de 1/3 da amostra, o AIS com base no CHC atualizado por qualquer um dos dois índices é menor que o com base no VNR, sugerindo que os investidores estão sendo remunerados pelos investimentos acima da inflação (independentemente, do índice) e, por consequência, tarifas mais altas para os consumidores. Esse resultado vem de encontro ao argumento de que os ativos no futuro serão mais “baratos” devido à inovação tecnológica, por exemplo. Em dezesseis empresas (36%), o valor com base no VNR é menor do que o com base no CHC atualizado por qualquer um dos índices de inflação. Nessas empresas, os investidores estão sendo prejudicados, pois estão recebendo aquém do que investiram, desestimulando a realização de novos empreendimentos. Nesse caso, um dos motivos pode ser a inovação tecnológica, ou, ainda, como discutido na revisão conceitual, a grande volatilidade das commodities que compõem a maioria dos insumos do setor, e também que, no momento do laudo de avaliação, os valores podem estar aquém do investido. No Figura 22, a seguir, são apresentadas as empresas, cujos resultados não se alteram, independentemente do índice de inflação. 144 Independentemente do índice de inflação utilizado AIS - VNR > CHC AIS - VNR < CHC CAIUÁ-D AES SUL CEEE-D AMPLA CELTINS BANDEIRANTE CEMIG-D CELPA CFLO CELPE CHESP CEMAR CNEE CEMAT COPEL-D COELCE CPFL SANTA CRUZ CPFL PAULISTA EDEVP ELETROBRÁS - RR EFLSM ELETROPAULO ELETROACRE ENERGISA BO ELETROBRAS - AL ENERGISA MG ELETROBRÁS - PI ENERSUL ELETROCAR ESCELSA LIGHT SESA Figura 22 - Relação das empresas, cujos resultados não se alteram, independentemente, do índice de inflação 2º CRTP Fonte: Dados da Pesquisa No restante das empresas, treze (30%), o AIS com base no VNR, quando comparado com base no CHC – IPCA é maior do que quando atualizado pelo IGP-M. Em todas as treze empresas, quando da atualização pelo IGP-M, o resultado se inverte, passando o VNR a ser menor que o CHC, conforme exposto na Tabela 42. Tabela 42 - Resultados Alterados em Virtude do Índice de Inflação Utilizado – 2º CRTP Empresas VNR < CHC - IGP-M VNR > CHC - IPCA BRAGANTINA 92% 102% CELESC 79% 101% CELG-D 84% 108% COCEL 90% 109% COELBA 85% 106% COSERN 88% 110% CPFL PIRATININGA 99% 111% ELEKTRO 85% 106% ELETROBRÁS - RO 94% 106% ENERGISA NF 99% 120% ENERGISA PARAÍBA 93% 111% ENERGISA SE 89% 106% RGE 84% 120% Fonte: Dados da Pesquisa Quanto ao IRT, as 29 empresas que apresentaram um AIS menor com base no VNR também tiveram menor tarifa em relação ao CHC. E, nas demais, 15 delas, o IRT com base no VNR foi maior do que o calculado a CHC. O método do CHC – IGP-M proporcionou tarifas 145 mais baixas em 34% das empresas, mas, pelo IPCA, o percentual foi bem maior em 64% das empresas. Em média, as tarifas com base no CHC foram maiores que as calculadas pelo VNR, 6,22% e -8,40%, respectivamente, ou seja, na segunda revisão tarifária, se fosse utilizado o método do CHC – IGP-M, as tarifas seriam em média maiores em 26% em relação às autorizadas com base no VNR, na amostra estudada. Portanto, tais evidências levam a resultados opostos: enquanto a atualização pelo IPCA proporciona tarifas mais baixas, pelo IGP-M apresentaram tarifas maiores. Pode-se dizer, mais uma vez, que o reajuste das tarifas pelo IGP-M parece ser inadequado. Já a variável ROE apresentou o mesmo resultado quando atualizado pelo IPCA, mas, evidentemente, com percentuais diferentes. A média do ROE efetivo foi de 9,38% pelo IPCA, passando a 8,09% pelo IGP-M, ou seja, o retorno pelo IGP-M é menor, com desvios médios de 11,55%, para o IPCA e 10,71%, para o IGP-M. Mais uma vez, isso ocorre pela diferença de percentuais entre os índices. Pode-se inferir, portanto, que as distribuidoras, em sua maioria, estão apresentando um retorno favorável, com exceção das empresas que evidenciaram um ROE negativo, tanto nominal quanto real. Destaca-se, porém, que, devido à não atualização das demonstrações contábeis, o retorno das empresas está superestimado, mas, mesmo assim, após os efeitos da inflação, grande parte continua com retorno positivo. As estatísticas univariadas e os testes de normalidade para definir a técnica a ser utilizada foram praticamente iguais aos resultados quando da atualização do IPCA. Com esse resultado, também foi aplicado o teste de Wilcoxon, para avaliar a diferença ou não entre as variáveis para cada um dos métodos. Os resultados de tais testes são apresentados a seguir, na Tabela 43. Tabela 43 - Resultados do teste Wilcoxon – 2º CRTP – IGP-M Variável Estatística Probabilidade AIS -2,941 0,003 BRR -2,964 0,003 IRT -2,567 0,010 QRR -2,999 0,003 RC -3,104 0,002 ROE -3,910 0,000 VBR -2,999 0,003 VMU -2,976 0,003 Fonte: Dados da pesquisa 146 Segundo os resultados do teste de Wilcoxon, as variáveis calculadas por intermédio do CHC e do VNR foram consideradas estatisticamente diferentes. Com probabilidades inferiores a 0,05, foi rejeitada a hipótese nula de igualdade entre os dois métodos em todas as variáveis. Esses resultados são divergentes dos encontrados quando dos dados atualizados com o IPCA, em que somente a variável ROE foi considerada estatisticamente diferente. Isso se deve às diferenças percentuais entre os índices ao longo dos anos. Enquanto o IPCA mede a variação dos preços no comércio para o consumidor, o IGP-M reflete a variação de preços na economia, em geral. Como já comentado, esta tese defende a utilização do IPCA também para as tarifas de energia, por entender que é o consumidor que arca com os custos das concessionárias, e que esse é o índice oficial da inflação no Brasil. De acordo com o teste de Wilcoxon, observou-se que: • As variáveis AIS, BRR, IRT, QRR, RC, VBR e VMU, mensuradas de acordo com o modelo CHC, apresentaram em média, valores maiores do que os obtidos pelo modelo VNR; • Apenas a variável ROE mensurada a partir do modelo CHC, em média, apresentou valor menor do que o obtido pelo modelo VNR. Cabe ressaltar que todas as variáveis, com exceção do ROE, apresentaram valores com base no CHC maiores do que aqueles com base no VNR em 66% das empresas, com diferenças significativas na média. Em comparação com o resultado, após a atualização pelo IPCA, o resultado foi oposto, visto que 64% das empresas apresentaram valores com base no CHC menores do que aqueles com base no VNR, tendo sido os métodos, segundo o teste de comparação de média, estatisticamente iguais. Já para a variável ROE, verificou-se resultado similar quando atualizado pelo IPCA, ou seja, 86% das empresas da amostra apresentaram o ROE com base no CHC menores do que os encontrados nas demonstrações contábeis societárias, ou seja, o retorno é aquém do que está sendo evidenciado pela contabilidade a custo histórico. Em outras palavras, a rentabilidade das empresas apresentadas nas informações financeiras não representa a realidade, tendo em vista que não foi descontada a inflação do período evidenciado. Como realizado na atualização pelo IPCA, após a análise individual, buscou-se o agrupamento das empresas analisadas em conglomerados, visto que as mesmas continuaram apresentando forte dispersão dos dados. Os mesmos procedimentos foram adotados e os resultados foram os mesmos, ou seja, a formação de dois conglomerados com as mesmas 147 empresas quando da análise do IPCA. Na sequência, passa-se à análise dos resultados obtidos pelos testes de Wilcoxon para o primeiro conglomerado, conforme exposto na Tabela 44. Tabela 44 - Resultados do teste de Wilcoxon – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IGP-M Variável Estatística Probabilidade AIS -0,943 0,345 BRR -0,943 0,345 IRT -1,153 0,249 QRR -0,943 0,345 RC -1,153 0,249 ROE -2,201 0,028 VBR -0,734 0,463 VMU -0,734 0,463 Fonte: Dados da Pesquisa Analisando-se os resultados do teste de Wilcoxon, verificou-se que somente a variável ROE apresentou probabilidade inferior a 0,05, ou seja, foi rejeitada a hipótese nula de que os valores com base no VNR e CHC são estatisticamente iguais. Em sentido contrário ao que ocorreu na análise conjunta, pode ser observado que, para as empresas que compuseram o primeiro conglomerado, não houve diferença significativa, ao nível de 5%, entre os valores com base no VNR e CHC, para todas as variáveis, com exceção do ROE. O mesmo resultado foi encontrado quando da análise do IPCA para o conglomerado 1. Uma justificativa para esse resultado pode ser em decorrência de esse conglomerado ser composto pelas maiores empresas do setor, se analisadas pelo tamanho do ativo imobilizado. Essas seis empresas possuem os maiores montantes no AIS, com valores entre 6 e 17 bilhões, em ambos os métodos. A seguir, na Tabela 45, demonstram-se os resultados do teste de Wilcoxon em relação ao conglomerado 2, o qual é composto de 38 empresas. Tabela 45 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IGP-M Variável Estatística Probabilidade AIS -2,864 0,004 BRR -2,908 0,004 IRT -2,284 0,022 QRR -2,937 0,003 RC -3,024 0,002 ROE -3,328 0,001 VBR -2,937 0,003 VMU -2,908 0,004 Fonte: Dados da Pesquisa De igual modo ao ocorrido na análise conjunta, nenhuma variável apresentou, pelo teste de Wilcoxon, probabilidade superior a 0,03, isto é, há diferença estatisticamente 148 significativa entre os métodos VNR e CHC. Treze empresas (34%) apresentaram valores com base no CHC menores do que os valores com base no VNR. Um dos motivos para a divergência do resultado dos conglomerados 1 e 2, quando do índice atualizado pelo IGP-M, pode ser em virtude do porte das empresas que compõem o conglomerado 1, como já citado. 5.3 Apresentação e Discussão dos Resultados do 3º CRTP Os resultados encontrados no 3º CRTP são apresentados nas próximas três subseções. Os procedimentos seguem os mesmos quando da análise do 2º CRTP. Em primeiro lugar, é realizada uma abordagem analítica dos dados atualizados pelo IPCA, seguida da análise estatística. E a terceira subseção é destinada a expor os resultados sintéticos após a atualização pelo IGP-M. 5.3.1 Abordagem Analítica do 3º CRTP - IPCA Como realizado no 2º CRTP, esta seção é destinada a expor os resultados analíticos do terceiro ciclo após a aplicação do modelo de atualização monetária pelo IPCA e dos demais procedimentos já detalhados anteriormente. Vale destacar que o 3º CRTP foi realizado entre 2011 e 2014, ou seja, após a convergência às normas internacionais de contabilidade – IFRS. Como demonstrado no capítulo 4, na contabilidade societária, o imobilizado passa a ser segregado em Ativos Financeiro e Intangível, permanecendo o imobilizado somente na contabilidade regulatória. Das 44 empresas que fazem parte da amostra do 2º CRTP, foram retiradas três (Caiuá-D; EDEVP e Eletrocar) por indisponibilidade de alguns dados. Assim, essa é diferença em relação ao 2º CRTP. O Ativo Financeiro é atualizado na contabilidade societária pelo IGP-M e revisto trimestralmente, portanto, não foi atualizado pelo modelo. O ativo intangível foi atualizado monetariamente pelo IPCA e, no ano da revisão, o valor encontrado foi adicionado ao ativo financeiro para a comparação com o VNR, 149 o mesmo ocorrendo com o ativo intangível a CH. As diferenças percentuais existentes entre os valores encontrados pelos três métodos de mensuração estão expostas na Tabela 46. Tabela 46 - Ativo Imobilizado em Serviço – AIS – 3º CRTP – IPCA AIS (IPCA) - 3º CRTP VNR/CHC VNR/CH CHC/CH AES SUL 195% 204% 95% AMPLA 135% 169% 80% BANDEIRANTE 185% 202% 92% BRAGANTINA 134% 144% 93% CEEE-D 147% 185% 126% CELESC 105% 216% 206% CELG-D 107% 180% 168% CELPA 100% 152% 66% CELPE 141% 169% 83% CELTINS 116% 173% 148% CEMAR 142% 156% 91% CEMAT 119% 159% 75% CEMIG-D 169% 220% 130% CFLO 140% 167% 119% CHESP 100% 126% 126% CNEE 127% 138% 92% COCEL 142% 163% 87% COELBA 120% 222% 185% COELCE 152% 169% 89% COPEL 127% 211% 166% COSERN 121% 226% 187% CPFL PIRATININGA 115% 172% 149% CPFL PAULISTA 100% 206% 205% CPFL SANTA CRUZ 114% 137% 120% ELETROPAULO 201% 241% 83% ELEKTRO 123% 266% 215% ELETROACRE 109% 138% 126% ELETROALAGOAS 118% 162% 137% ELETROPIAUÍ 138% 186% 135% ELETROBRÁS RONDONIA 114% 133% 86% ELETROBRÁS RORAIMA 122% 137% 89% ELFSM 141% 172% 122% ENERGISA EBO 133% 160% 83% ENERGISA MG 202% 208% 97% ENERGISA NF 128% 161% 79% ENERGISA PB 101% 156% 154% ENERGISA SE 151% 161% 94% ENERSUL 157% 194% 81% ESCELSA 163% 190% 86% LIGHT 168% 197% 85% RGE 136% 174% 78% Média 102% 165% 164% Desvio Padrão 23% 37% 31% Variância 0,05 0,14 0,09 VNR – Valor Novo de Reposição; CHC – Custo Histórico Corrigido; CH – Custo Histórico Fonte: Dados da Pesquisa 150 Como pode ser observado, mais uma vez, os valores são bem diversos. Analisando as diferenças entre o VNR/CHC para a variável AIS, o resultado mais próximo entre os dois métodos é encontrado na Chesp e na CPFL Paulista, em que o AIS com base no VNR é maior em 0,31% e 0,41%, respectivamente. Por isso, na Tabela 46 essas duas empresas apresentam 100%, mas quando as casas decimais são analisadas o VNR é maior que o CHC. A CEMIG e a CEEE-D tiveram o maior percentual do VNR/CHC, 69% e 47%, respectivamente, maior que o AIS com base no CHC, demonstrando que os ativos podem estar superestimados. Esse resultado é semelhante ao encontrado no 2º CRTP, estando a diferença no percentual, que foi de 64% nas duas empresas. A CELPA, como ocorreu no ciclo anterior, apresentou o menor percentual, 34% menor que o CHC. A diferença se deu no percentual que, no 2º CRTP foi 24%, portanto, está ainda mais subestimado. De modo geral, as mensurações com base no VNR foram menores do que as com base no CHC em 22 empresas, já no 2º CRTP isso ocorreu em 16 empresas. O número de empresas pode ter aumentado devido ao ativo financeiro que é atualizado pelo IGP-M, diferentemente do que ocorria antes da convergência. Em média, o AIS com base no VNR esteve 2% maior que o com base no CHC. No ciclo anterior, a média foi de 11%. Ainda que a diferença percentual entre os métodos tenha sido menor, as empresas ainda continuam sendo prejudicadas e/ou favorecidas. Também foram realizadas as proporções entre o VNR e CH e o CHC e CH. Os resultados são os iguais aos encontrados no 2º CRTP. Na média, o AIS com base nos dois métodos são maiores que aquele com base no CH, em mais de 50%. A Tabela 47 evidencia o IRT de toda a amostra. Diferentemente, da segunda revisão tarifária, em que somente 14% tiveram aumento de tarifas, no 3º CRTP, das 41 empresas analisadas, 46% tiveram esse aumento, ou seja, o IRT foi positivo a VNR. 151 Tabela 47 - Resultado do IRT a VNR e CHC – 3º CRTP – IPCA IRT (IPCA) - 3º CICLO VNR CHC AES SUL 4,49% 5,12% AMPLA -3,49% 1,73% BANDEIRANTE -2,22% -1,34% BRAGANTINA 2,34% 2,84% CEEE-D 2,95% -0,39% CELESC 3,99% 3,53% CELG-D 1,32% 0,60% CELPA 8,18% 15,21% CELPE 1,61% 4,44% CELTINS -6,71% -7,90% CEMAR -4,94% -2,67% CEMAT -3,31% 1,78% CEMIG-D 0,47% -5,59% CFLO 10,12% 8,78% CHESP 2,58% 2,54% CNEE 7,34% 7,95% COCEL 1,11% 2,01% COELBA -5,91% -8,78% COELCE -5,97% -4,44% COPEL-D -0,11% -2,04% COSERN 4,11% 1,69% CPFL PAULISTA 4,53% 4,48% -4,45% -5,56% CPFL PIRATININGA CPFL SANTA CRUZ 4,36% 3,39% EFLSM -0,86% -4,68% ELEKTRO -2,61% -4,87% ELETROACRE -5,88% -7,02% ELETROBRAS - ALAGOAS -1,86% -3,69% ELETROBRÁS PIAUÍ (CEPISA) -12,59% -14,42% ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON) -14,89% -13,69% -7,60% -6,18% ELETROBRÁS- RORAIMA ELETROPAULO -5,76% -4,06% ENERGISA BO -1,91% -0,30% ENERGISA MG 1,65% 1,94% ENERGISA NF -3,10% 0,00% ENERGISA PB -4,59% -4,78% ENERGISA SE 4,61% 5,58% ENERSUL -6,93% -3,16% ESCELSA 1,32% 3,80% LIGHT SESA RGE Fonte: Dados da Pesquisa 2,46% 5,89% -10,66% -7,43% 152 Analisando a Tabela 47, o maior reajuste do 3º CRTP foi o da CFLO, 10,12%, e o menor foi o da Eletrobrás Rondônia, negativo em 14,89% (-14,89%). Se fosse adotada a metodologia do CHC, a Celpa apresentaria o maior reajuste, 15,21%, e a Eletrobrás Piauí, a maior queda de tarifa, de 14,42%. As 22 empresas que apresentaram um AIS menor com base no VNR também tiveram menor tarifa em relação ao CHC. E as demais, 19 delas, tiveram o IRT com base no VNR maior do que o calculado com base no CHC, proporcionando o método do CHC tarifas mais baixas em 46% das empresas. Como já citado, o AIS não determina se o IRT será negativo ou positivo. O que se depreende é que, dependendo do valor do AIS mensurado por meio de cada método, haverá maior ou menor tarifa, mas não se o índice de reajuste vai ser positivo ou negativo. Isso depende de outras variáveis, como a Parcela A (que não é gerenciável) e o montante da empresa referência, entre outros. Ao contrário do que ocorreu no 2º CRTP, as tarifas pelo VNR, em média, foram menores que as calculadas pelo CHC, -1,14% e -0,72%, respectivamente, ou seja, no 3º CRTP, se fosse utilizado o método do CHC, as tarifas seriam, em média, maiores em 0,42%. No ciclo anterior, as tarifas foram maiores, em média, 0,65%, pelo método do VNR. A última variável analisada analiticamente foi o ROE. As empresas Celg-D e Eletrobrás Roraima foram retiradas dessa análise, tendo em vista que apresentaram um patrimônio líquido negativo (passivo a descoberto) e prejuízo. A Tabela 48 demonstra os resultados. Como visto, oito empresas (CEEE-D, Celpa, Cemat, Eletroacre, Eletrobrás Alagoas, Eletrobrás Piauí, Eletrobrás Rondônia, e Enersul) apresentaram ROE nominal negativo, tendo em vista que, no ano da revisão, apresentaram prejuízo, e, em trinta e uma empresas, o ROE nominal foi positivo. Com a atualização monetária, nas oito empresas com ROE nominal negativo, o ROE efetivo permaneceu negativo, mas em percentuais diferenciados. A diferença do ROE efetivo da Enersul foi de quase 300%, passando de negativo em 1,56% para negativo em 6,08%. A Eletroacre passou de um ROE nominal negativo de 219% para -108%, uma diferença de um pouco mais de 100%. 153 Tabela 48 - ROE a VNR e CHC - 3º CRTP - IPCA ROE (IPCA) - 3º CICLO VNR CHC AES SUL 26,52% 11,53% AMPLA 22,34% 11,29% BANDEIRANTE 34,14% 18,74% BRAGANTINA 6,25% 3,73% CEEE-D -14,20% -19,39% CELESC 7,36% -15,47% CELPA -6,67% -7,18% CELPE 0,84% -4,02% CELTINS 5,63% 1,07% CEMAR 21,73% 14,73% CEMAT -3,31% -5,37% CEMIG-D 5,91% -0,33% CFLO 10,85% 3,13% CHESP 6,68% 2,06% CNEE 18,68% 7,97% COCEL 12,97% 6,73% COELBA 30,44% 17,34% COELCE 26,33% 15,24% COPEL-D 15,11% 5,84% COSERN 32,72% 22,16% CPFL PAULISTA 51,24% 22,24% CPFL PIRATININGA 109,90% 60,01% CPFL SANTA CRUZ 34,69% 26,83% EFLSM 15,63% 8,32% ELEKTRO 26,96% 13,76% -219,00% -108,00% -32,10% -26,87% ELETROBRÁS - PIAUÍ -192,21% -53,13% ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON) -122,41% -95,01% ELETROPAULO 63,63% 23,80% ENERGISA BO 28,58% 20,60% ENERGISA MG 25,55% 7,06% ENERGISA NF 11,50% 1,12% ENERGISA PB 27,85% 20,19% ENERGISA SE 12,32% 6,92% ENERSUL -1,56% -6,08% ESCELSA 22,14% 7,82% LIGHT SESA 12,76% 1,90% RGE Fonte: Dados da Pesquisa 24,07% 13,62% ELETROACRE ELETROBRÁS - ALAGOAS 154 Como ocorreu no segundo ciclo, o maior ROE nominal encontrado no 3º CRTP foi na CPFL Piratininga, 109,90%, e, quando corrigido pelo IPCA, o ROE passa a ser de 60,01%, uma queda na rentabilidade quando descontada a inflação do período, que era em torno de 45%. O menor ROE nominal positivo foi na Celpe, 0,84%, e, quando atualizado, ele passa a ser negativo em 4,02%. Nas 31 empresas em que o ROE nominal foi positivo, quando atualizado, esse passa a ser menor. Em média, o ROE nominal foi de 4,10%, e o ROE efetivo, de 0,89%. Mais uma vez, fica demonstrada a importância da atualização monetária, pois o retorno nominal apresentado passa a ser inverídico, com taxas de retorno maiores do que efetivamente o são. 5.3.2 Análise Estatística do 3º CRTP - IPCA Da mesma forma que o exposto acerca do 2º CRTP, esta subseção é destinada a expor os resultados estatísticos do terceiro ciclo, com a atualização monetária pelo IPCA e dos demais procedimentos já detalhados anteriormente. Na Tabela 49, são expostos os resultados das estatísticas univariadas. Tabela 49 - Estatística Univariada - 3º CRTP – IPCA Método Média Mediana Desvio-padrão Assimetria VNR 4.410.011,05 3.262.913,00 5.281.830,97 2,037 AIS CHC 4.328.954,71 2.834.175,00 4.751.494,52 1,509 VNR 2.976.770,32 2.338.349,00 3.528.757,60 1,837 BRR CHC 2.962.856,12 2.208.025,00 3.382.045,75 1,708 VNR -0,011 -0,008 0,003 -0,319 IRT CHC -0,007 0,003 0,060 0,007 VNR 114.030,61 92.862,00 135.203,31 1,834 QRR CHC 113.653,02 81.821,00 129.959,90 1,694 VNR 158.745,54 127.271,00 178.080,88 1,600 RC CHC 162.683,24 126.827,00 188.453,54 1,943 VNR 0,062 0,156 0,581 -2,639 ROE CHC 0,039 0,071 0,326 -1,386 VNR 2.030.960,63 1.513.621,00 2.215.092,55 1,843 VBR CHC 2.026.092,56 1.314.735,00 2.037.956,54 1,149 VNR 2.046.534,39 1.515.374,00 2.233.156,62 1,836 VMU CHC 2.041.726,59 1.316.258,00 2.058.596,67 1,168 Fonte: Dados da Pesquisa Variável Curtose 4,712 1,878 3,444 2,983 -0,034 0,450 3,445 2,860 2,587 4,842 8,291 4,852 4,181 0,679 4,103 0,761 De acordo com as estatísticas univariadas, em relação aos dados atualizados monetariamente a partir do IPCA, constatou-se que: 155 • Pelos métodos de mensuração, VNR e CHC, a variável IRT apresentou assimetria próxima a zero, indicando que essa variável possui distribuição simétrica; • Os métodos VNR e CHC, na variável ROE, apresentaram assimetria negativa e superior a um, indicando uma maior concentração de valores acima da média; • Nas demais variáveis, em ambos os métodos, houve a identificação de valores de assimetria positivos e superiores a 1, indicando uma maior concentração de valores abaixo da média; • Os métodos VNR (variáveis IRT, RC) e CHC (variáveis AIS, BRR, IRT, QRR, VBR e VMU) apresentaram curtoses inferiores a três, o que representa que há concentração dos dados ao redor da média; • Nos demais casos, as variáveis apresentaram curtoses superiores a três, o que significa que essas variáveis possuem uma distribuição mais dispersa; Novamente, considerando o tamanho da amostra, foi realizado o teste de KolmogorovSmirnov, com a finalidade de verificar se as variáveis possuíam ou não distribuição normal. Na Tabela 50, a seguir, são apresentados os resultados dos testes. Tabela 50 - Teste de Normalidade Kolmogorov-Smirnov – 3º CRTP – IPCA Variável Método Estatística Probabilidade VNR 0,213 0,000 AIS CHC 0,184 0,001 VNR 0,214 0,000 BRR CHC 0,193 0,001 VNR 0,097 0,200 IRT CHC 0,096 0,200 VNR 0,218 0,000 QRR CHC 0,193 0,001 VNR 0,189 0,001 RC CHC 0,196 0,000 VNR 0,291 0,000 ROE CHC 0,220 0,000 VNR 0,183 0,001 VBR CHC 0,169 0,005 VNR 0,183 0,001 VMU CHC 0,170 0,004 Fonte: Dados da Pesquisa Segundo os resultados dos testes de Kolmogorov-Smirnov, com exceção da variável IRT, em ambos os métodos (VNR e CHC), há indícios que as variáveis não possuem distribuição normal, visto que as probabilidades foram inferiores ao nível de significância de 5%. Tendo em vista os resultados, foram aplicados testes não-paramétricos para avaliar a 156 diferença ou não entre tais variáveis para cada um dos métodos. Para a variável IRT72, foi aplicado o teste t de Student, visto que tais variáveis demonstraram possuir uma distribuição normal. Os resultados desses testes são apresentados na continuação na Tabela 51. Tabela 51 - Resultados dos Testes Não-Paramétricos – 3º CRTP – IPCA Wilcoxon t de Student Variável Método Probabilidade Estatística Probabilidade AIS -0,473 0,636 BRR -0,564 0,573 IRT -1,019 0,314 QRR -0,603 0,547 RC -0,758 0,448 ROE -3,246 0,001 VBR -0,654 0,513 VMU -0,641 0,521 Fonte: Dados da Pesquisa De acordo com os resultados do teste de Wilcoxon, com exceção da variável ROE, as demais variáveis, tanto pelo método do CHC quanto pelo VNR, foram consideradas estatisticamente iguais. Com probabilidades superiores a 0,44, não foi rejeitada a hipótese nula de igualdade entre as variáveis analisadas. O mesmo ocorreu em relação ao teste t de Student para o indicador IRT. Portanto, não há diferenças significativas nas variáveis quando aplicados os métodos de mensuração VNR e CHC, sendo esse resultado igual ao do 2º CRTP. Todavia, em relação à variável ROE, com uma probabilidade inferior a 0,001, os métodos CHC e VNR foram consideradas estatisticamente diferentes. De acordo com o resultado do teste de Wilcoxon, os valores do método CHC são inferiores, em média, do que os valores da variável VNR. A Tabela 52 ilustra esse fato, apresentando que, em 85% das empresas da amostra, o ROE com base no CHC é menor do que os encontrados nas demonstrações contábeis societárias. É importante destacar que o mesmo resultado foi encontrado no segundo ciclo, o que vem ratificar que o retorno das empresas está superestimado, entretanto, como comentado na abordagem analítica, a maioria das empresas ainda continuam com retorno favorável após ser descontada a inflação. 72 No 2º CRTP, a variável IRT apresentou probabilidade superior a 0,05, somente pelo método do CHC, por isso foi utilizado o teste de Wilconson. 157 Tabela 52 - Resultado dos Postos do Teste de Wilcoxon da Variável ROE – 3º CRTP – IPCA Variável ROE Empresas CHC<VNR 35 CHC>VNR 6 CHC=VNR 0 Total 41 Fonte: Dados da Pesquisa Novamente, depois da análise individual, buscou-se o agrupamento das empresas para análise em conglomerados, visto que as mesmas possuem forte dispersão, conforme demonstrado na análise das estatísticas univariadas. Para analisar a formação dos conglomerados, foi utilizada a análise de clusters (conglomerados) hierárquica, sendo a quantidade de conglomerados definida por intermédio da análise do dendrograma, conforme ilustra a Figura 23. Figura 23 - Dendrograma – Análise de Clusters Hierárquica - 3º CRTP – IPCA Fonte: Dados da Pesquisa De acordo com análise gráfica do dendrograma, houve a formação de dois conglomerados. O primeiro foi formado por sete empresas: (a) Eletropaulo, (b) Light-SESA, (c) Copel-D, (d) CPFL Paulista, (e) Coelba, (f) Ampla e (g) Cemig-D. Vale lembrar que, no 2º CRTP, também foram formados dois conglomerados, embora, no conglomerado 1, havia as mesmas seis empresas, com exceção da Ampla. O segundo conglomerado foi formado pelas demais empresas, em um número de 34, lembrando que a amostra para o 3º CRTP foi menor. 158 Para validar a formação dos conglomerados, passou-se à análise de clusters k-means para verificar a capacidade de discriminação de cada uma das variáveis utilizadas, conforme exposto na Tabela 53. Tabela 53 - Resultados da análise de variância – ANOVA – 3º CRTP – IPCA Variável Método Estatística Probabilidade VNR 107,248 0,000 AIS CHC 109,085 0,000 VNR 108,841 0,000 BRR CHC 89,528 0,000 VNR 0,000 0,990 IRT CHC 0,051 0,822 VNR 109,558 0,000 QRR CHC 89,833 0,000 VNR 90,586 0,000 RC CHC 54,667 0,000 VNR 1,288 0,263 ROE CHC 0,475 0,495 VNR 82,515 0,000 VBR CHC 70,866 0,000 VNR 83,518 0,000 VMU CHC 71,232 0,000 Fonte: Dados da Pesquisa Com exceção dos indicadores IRT e ROE, as variáveis apresentaram capacidade discriminativa excelente. Após a exclusão das variáveis associadas aos indicadores citados anteriormente, verificou-se que a formação de dois conglomerados de acordo com a análise do dendrograma foi validada. Depois da formação, apresentam-se as estatísticas univariadas dos dois conglomerados, na Tabela 54. Tabela 54 – Estatísticas Univariadas – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IPCA DesvioVariável Método Média Mediana Assimetria Curtose padrão VNR 14.256.077,14 12.723.099,00 5.256.418,35 1,334 3,232 AIS CHC 13.206.353,86 12.061.180,00 3.627.316,47 0,526 -1,629 VNR 9.567.739,43 7.622.436,00 3.214.946,54 1,096 0,230 BRR CHC 9.107.385,00 8.296.429,00 3.152.961,24 0,813 -0,869 VNR -0,011 -0,001 0,040 0,025 -1,558 IRT CHC -0,012 -0,020 0,054 0,027 -1,428 VNR 366.779,71 285.459,00 122.237,78 1,169 0,392 QRR CHC 349.886,86 340.154,00 120.796,34 0,678 -0,991 VNR 482.859,00 457.023,00 155.903,41 0,799 0,971 RC CHC 476.085,14 373.821,00 223.446,40 1,064 0,982 VNR 0,288 0,223 0,213 0,837 -0,651 ROE CHC 0,117 0,009 -0,003 0,050 -1,915 VNR 6.004.447,29 5.292.903,00 2.177.996,74 1,624 2,767 VBR CHC 5.589.053,14 5.435.720,00 1.434.511,69 0,069 0,425 VNR 6.060.170,57 5.348.617,00 2.185.431,23 1,578 2,571 VMU CHC 5.644.054,43 5.483.564,00 1.465.722,96 0,175 0,494 Fonte: Dados da Pesquisa 159 Analisando-se as estatísticas univariadas das sete empresas que compõem o conglomerado 1, observa-se que: • Com exceção da variável AIS, com base no VNR, as demais variáveis não apresentaram curtose superior a três, em módulo, o que indica que os valores estão concentrados ao redor da média, ou seja, apresentam uma distribuição com baixa dispersão; • Confirmando uma distribuição com baixa dispersão, nenhuma variável apresentou desvio-padrão superior à média; • As variáveis AIS, BRR, QRR e VBR (VNR) e a variável RC (CHC) apresentaram assimetria positiva e superior a um, isto é, há concentração de valores abaixo da média; • Nos demais casos, as variáveis apresentaram assimetrias positivas, porém inferiores a um. Na continuação (Tabela 55), passa-se à análise dos resultados dos testes de Wilcoxon e t de Student. Tabela 55 - Resultados dos testes Wilcoxon e t de Student – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IPCA Wilcoxon t de Student Variável Estatística Probabilidade Estatística Probabilidade AIS -0,338 0,735 BRR -0,169 0,866 IRT 0,053 0,960 QRR -0,169 0,866 RC -0,169 0,866 ROE -2,366 0,018 VBR -0,169 0,866 VMU -0,169 0,866 Fonte: Dados da Pesquisa Para o primeiro conglomerado, apenas o indicador ROE apresentou probabilidade inferior a 0,05 pelo teste de Wilcoxon, ou seja, há diferença estatisticamente significativa entre as variáveis VNR e CHC, conforme ocorreu na análise conjunta e no 2º CRTP quanto a esse conglomerado. As demais variáveis foram consideradas estatisticamente iguais, não sendo rejeitada a hipótese nula dos testes de Wilcoxon e t de Student. A seguir, passa-se à análise do segundo conglomerado. 160 Tabela 56 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 2 – 3º CRTP - IPCA Variável Método Média Mediana Desvio-padrão Assimetria Curtose VNR 2.382.879,79 1.851.701,00 1.998.483,76 0,386 -1,174 AIS CHC 2.501.254,88 1.704.216,00 2.194.272,18 0,396 -1,487 VNR 1.619.806,09 1.209.444,50 1.449.951,29 0,545 -0,886 BRR CHC 1.697.806,06 1.122.170,00 1.549.034,39 0,440 -1,408 VNR -0,011 -0,014 0,058 -0,332 -0,135 IRT CHC -0,006 -0,001 0,062 -0,011 0,615 VNR 61.994,03 47.082,50 55.678,97 0,576 -0,777 QRR CHC 65.016,65 43.402,50 59.533,70 0,459 -1,380 VNR 92.016,29 72.429,00 84.554,99 0,424 -1,306 RC CHC 98.159,32 71.857,00 94.053,67 0,478 -1,315 VNR 0,015 0,143 0,623 -2,427 6,741 ROE CHC 0,023 0,070 0,354 -1,190 3,696 VNR 1.212.889,85 1.037.568,00 1.022.905,18 0,455 -1,065 VBR CHC 1.292.541,85 913.396,50 1.188.653,79 0,702 -0,745 VNR 1.220.197,53 1.045.714,00 1.027.524,9025 0,456 -1,062 VMU CHC 1.300.070,85 922.329,50 1.194.476,88 0,706 -0,732 Fonte: Dados da Pesquisa De acordo com as estatísticas univariadas do conglomerado 2, na Tabela 56, formado por 34 empresas, observa-se que: • Em relação à variável ROE, os métodos apresentaram curtoses superiores a três, demonstrando possuir distribuição com grande dispersão dos dados; • Ainda sobre a variável ROE, os desvios-padrão dos métodos foram bastante superiores à média, confirmando a dispersão dos dados; • As demais variáveis apresentaram curtoses inferiores a três, indicando concentração de dados ao redor da média das respectivas variáveis; • Com exceção das variáveis IRT e ROE, em ambos os métodos, as demais variáveis apresentaram assimetria positiva, indicando uma concentração de dados abaixo da média. Na sequência na Tabela 57, são apresentados os resultados dos testes de Wilcoxon e t de Student para as empresas do segundo conglomerado. Tabela 57 - Resultados dos testes Wilcoxon e t de Student – Conglomerado 2 – 3º CRTP - IPCA Wilcoxon t de Student Variável Estatística Probabilidade Estatística Probabilidade AIS -0,744 0,457 BRR -0,778 0,437 IRT -1,287 0,207 QRR -0,829 0,407 RC -0,966 0,334 ROE -2,470 0,013 VBR -0,846 0,397 VMU -0,829 0,407 Fonte: Dados da Pesquisa 161 Novamente, considerando-se os resultados dos testes realizados, verificou-se que somente o indicador ROE apresentou probabilidade inferior a 0,05, ou seja, foi rejeitada a hipótese nula de que as variáveis VNR e CHC são estatisticamente iguais. Mas as demais variáveis foram consideradas estaticamente iguais. Portanto, os resultados dos conglomerados foram os mesmos encontrados na análise conjunta do 3º CRTP – IPCA, sendo também iguais aos resultados encontrados no 2º CRTP – IPCA. 5.3.3 Análises e Resultados Sintéticos da Atualização Monetária pelo IGP-M – 3º CRTP Como no segundo ciclo, os dados coletados do 3º CRTP também foram atualizados monetariamente pelo IGP-M. Após todos os cálculos realizados, de modo geral, os valores do AIS com base no VNR foram menores que os com base no CHC em 31 empresas. No 2º CRTP – IGP-M, foram 29, lembrando que a amostra era de 44 empresas. Em média, o AIS com base no VNR esteve 12% menor do que o com base no CHC-IGP-M, levando-se em consideração que o índice acumulado, de 1996 a 2013, é 62% superior quando comparado ao IPCA acumulado no mesmo período. Já no 2º CRTP – IGP-M, o VNR foi 4% menor. Vale ressaltar que, independentemente, do índice de inflação utilizado para atualização do AIS, em dez empresas (24%) da amostra, o AIS com base no CHC atualizado por qualquer um dos dois índices é menor que o atualizado com base no VNR, sugerindo que os investidores estão sendo remunerados pelos investimentos acima da inflação (independentemente, do índice), e, por consequência, tarifas mais altas para os consumidores. Em vinte e duas empresas (54%), o valor com base no VNR é menor do que o com base no CHC atualizado por qualquer um dos índices de inflação. Nessas empresas, os investidores estão sendo prejudicados, pois estão recebendo aquém do que investiram, desestimulando a realização de novos empreendimentos. A seguir, conforme exibido na Figura 24, são apresentadas as empresas, cujos resultados não se alteram, independentemente, do índice de inflação. 162 Independentemente do índice de inflação utilizado AIS - VNR > CHC AIS - VNR < CHC CEEE-D AES SUL CELTINS AMPLA CEMIG-D BANDEIRANTE CFLO BRAGANTINA COPEL-D CELPA CPFL SANTA CRUZ CELPE ELETROACRE CEMAR ELETROBRÁS - AL CEMAT ELETROBRÁS - PI CNEE ELFSM COCEL COELCE ELETROPAULO ELETROBRÁS - RO ELETROBRÁS - RR ENERGISA BORBOREMA ENERGISA MG ENERGISA NF ENERGISA SE ENERSUL ESCELSA LIGHT RGE Figura 24 - Relação das empresas, cujos resultados não se alteram, independentemente, do índice de inflação 3º CRTP Fonte: Dados da Pesquisa No restante das empresas, nove (22%), o AIS com base no VNR, quando comparado com base no CHC – IPCA, é maior do que quando atualizado pelo IGP-M. Em todas as nove empresas, quando da atualização pelo IGP-M, o resultado se inverte, passando o VNR a ser menor que o CHC, conforme exposto na Tabela 58. Tabela 58 – Resultados alterados por causa do índice de inflação utilizado – 3º CRTP Empresas VNR < CHC - IGP-M VNR > CHC - IPCA CELESC 79% 105% CELG-D 86% 107% CHESP 98% 100% COELBA 94% 120% COSERN 95% 121% CPFL PIRATININGA 97% 115% CPFL PAULISTA 77% 100% ELEKTRO 93% 106% ENERGISA PARAÍBA 88% 101% Fonte: Dados da Pesquisa Quanto ao IRT, as 31 empresas que apresentaram um AIS menor com base no VNR também tiveram menor tarifa em relação ao CHC. E, nas demais, 10 delas, o IRT com base no VNR foi maior do que o calculado a CHC. O método do CHC – IGP-M proporcionou tarifas 163 mais baixas em 24% das empresas, mas, pelo IPCA, o percentual foi bem maior, em 46% delas. Em média, as tarifas com base no CHC foram maiores que as calculadas pelo VNR, 1,74% e -1,14%, respectivamente, ou seja, na terceira revisão tarifária, se fosse utilizado o método do CHC – IGP-M, as tarifas teriam em média um aumento de 1,74%, enquanto, pelo VNR, houve uma redução, em média, de 1,14% na amostra estudada. Já a variável ROE apresentou o mesmo resultado quando atualizado pelo IPCA, mas, evidentemente, com percentuais diferentes. A média do ROE efetivo foi de 0,89% pelo IPCA, passando a ser negativo em 1,01% pelo IGP-M, ou seja, o retorno pelo IGP-M é menor. Mais uma vez, isso ocorre em virtude das diferenças de percentuais entre os índices. Vale ressaltar que, em média, o ROE nominal das empresas do 3º CRTP foi menor quando comparado com o 2º CRTP, 4,10% e 12,37%, respectivamente. As estatísticas univariadas e os testes para definir a técnica a ser utilizada foram praticamente iguais aos resultados quando da atualização do IPCA. Com esse resultado, também foram aplicados os testes de Wilcoxon e t de Student, sendo este último somente para a variável IRT. Os resultados de tais testes são apresentados a seguir, na Tabela 59. Tabela 59 - Resultados dos Testes Não-Paramétricos – 3º CRTP – IGP-M Wilcoxon t de Student Variável Estatística Probabilidade Estatística Probabilidade AIS -3,622 0,000 BRR -3,726 0,000 IRT -4,700 0,000 QRR -3,751 0,000 RC -3,816 0,000 ROE -2,637 0,008 VBR -3,674 0,000 VMU -3,674 0,000 Fonte: Dados da Pesquisa Segundo os resultados dos testes de Wilcoxon e t de Student, as variáveis calculadas por intermédio do CHC e do VNR foram consideradas estatisticamente diferentes. Com probabilidades inferiores a 0,01, foi rejeitada a hipótese nula de igualdade entre os dois métodos em todas as variáveis. Esses resultados são divergentes dos encontrados quando dos dados atualizados com o IPCA, em que somente a variável ROE foi considerada estatisticamente diferente. Entretanto, é o mesmo resultado encontrado no 2º CRTP quando atualizado pelo IGP-M. De acordo com os testes, observou-se que: 164 • As variáveis AIS, BRR, IRT, QRR, RC, VBR e VMU mensuradas de acordo com o modelo CHC, em média, são maiores do que os valores obtidos pelo modelo VNR; • Apenas a variável ROE mensurada a partir do modelo CHC, em média, é menor do que o valor obtido pelo modelo VNR. Cabe ressaltar que todas as variáveis, com exceção do ROE, apresentaram valores com base no CHC maiores do que aqueles com base no VNR em 76% das empresas, com diferenças significativas na média. Em seguida, passou-se para análise de conglomerado. Os mesmos procedimentos foram adotados e os resultados foram os mesmos, ou seja, a formação de dois conglomerados com as mesmas empresas quando da análise do IPCA. Na sequência, procedeu-se à análise dos resultados obtidos pelos testes de Wilcoxon para o primeiro conglomerado. Analisando-se os resultados do teste de Wilcoxon (Tabela 60), com exceção da variável ROE, de modo diferente ao ocorrido na análise conjunta, as demais variáveis apresentaram probabilidade superior a 0,17 nos testes de Wilcoxon e t de Student, isto é, não há diferença estatisticamente significativa entre os métodos VNR e CHC. Portanto, as variáveis, com exceção da variável ROE, para o conglomerado 1, foram consideradas estaticamente iguais, mesmo resultado do 2º CRTP. Tabela 60 - Resultados dos Testes Não-Paramétricos – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IGP-M Wilcoxon t de Student Variável Estatística Probabilidade Estatística Probabilidade AIS -1,183 0,237 BRR -1,352 0,176 IRT -1,556 0,171 QRR -1,352 0,176 RC -1,352 0,176 ROE -2,371 0,018 VBR -1,014 0,310 VMU -1,014 0,310 Fonte: Dados da Pesquisa A seguir, a Tabela 61 demonstra os resultados do teste de Wilcoxon em relação ao conglomerado 2, o qual é composto de 34 empresas. 165 Tabela 61 - Resultados dos Testes Não-Paramétricos – Conglomerado 2 – 3º CRTP – IGP-M Wilcoxon t de Student Variável Estatística Probabilidade Estatística Probabilidade AIS -3,582 0,000 BRR -3,701 0,000 IRT -4,547 0,000 QRR -3,736 0,000 RC -3,770 0,000 ROE -1,855 0,064 VBR -3,650 0,000 VMU -3,650 0,000 Fonte: Dados da Pesquisa Pelos testes de Wilcoxon e t de student, somente a variável ROE apresentou probabilidade superior a 0,05, ou seja, para tal variável, não foi rejeitada a hipótese nula de que os métodos VNR e CHC são estatisticamente iguais. Esse resultado é diverso tanto da análise conjunta quanto do conglomerado 2 – IGP-M do 2º CRTP, em que todas as variáveis foram estaticamente diferentes. Isso pode ter ocorrido em virtude do menor porte das empresas em relação àquelas do conglomerado 1. Também, nesse conglomerado, os valores obtidos no modelo CHC foram superiores aos valores obtidos no modelo VNR, com exceção da variável ROE. Na sequência, são discutidas as principais conclusões da pesquisa. 5.4 Conclusões das Evidências Encontradas Como citado na revisão conceitual, cada método de mensuração leva a diferentes valores patrimoniais, devendo todos eles terem como objetivo a proteção e a manutenção do capital financeiro (ou monetário) a longo prazo, a remuneração dos proprietários que investiram em busca de um retorno adequado e a modicidade tarifária. Esse argumento serviu de alicerce para desenvolver a primeira hipótese desta tese, qual seja: em um ambiente regulatório, a mensuração dos ativos pelo método do custo histórico corrigido pode levar ao justo valor para o investidor e consumidor. A segunda hipótese levantada é que o VNR faz com que os consumidores atuais estejam arcando com os custos de um bem que será adquirido futuramente (interesse dos futuros consumidores) e não pela prestação de serviços já realizada. Além disso, outros questionamentos foram realizados: 166 É justo que a tarifa proporcione como receitas para a empresa valores que excedem o capital investido e o retorno sobre este, com o objetivo de repor o ativo que, no futuro, pode vir a custar mais caro? E pode ser que ainda, quando da efetiva reposição, o valor seja diverso daquele projetado tanto para cima quanto para baixo? Em outras palavras, é justo que, quando um ativo de concessão tem o seu valor de reposição alterado para maior, mas ainda possui vida útil, ocorra um aumento do seu valor para fins de depreciação e as tarifas aumentarem para a recuperação de um capital que ainda não foi desembolsado? E quando o VNR for menor que o CHC, é justo que o investidor receba uma menor remuneração que não recupera o capital já investido? Apesar de, estatisticamente, não terem sido encontradas diferenças significativas entre os métodos, com exceção para a variável ROE nos dois ciclos, pode-se afirmar que o método do custo histórico corrigido atualizado pelo IPCA pode levar ao justo valor para o investidor e consumidor, pelas seguintes afirmativas: (a) O método do CHC possui pressupostos mais vantajosos, como delineado na revisão conceitual: preserva o valor do ativo, ou seja, os investidores são remunerados pelo que realmente investiram, resguardando o montante desembolsado quanto ao valor do dinheiro no tempo e, portanto, recupera o investimento com a taxa de retorno acordada no arranjo. E, também, por ser auditável; (b) Quanto à desvantagem assinalada na revisão conceitual, de que o CHC poderia ser superestimado se ocorrer avanço tecnológico, constatou-se, na amostra analisada que, em 34% das empresas no segundo ciclo e 24% no terceiro ciclo, o AIS apresenta indícios de que está superestimado com base no VNR73, tendo em vista que o valor com base no CHC foi menor, independentemente, do índice de inflação adotado. Nesse casso, pode-se afirmar que o avanço tecnológico não fez com que os custos dos ativos fossem menores. E, conforme esta tese defende que a atualização pelo IPCA é a mais justa, esse percentual aumenta para 64% no 2º CRTP e 46%, no 3º CRTP, comparando-se, ainda, as diferenças nas médias, em que, pelo IPCA, o AIS é maior em 11% com base no VNR e, quando atualizado pelo IGP-M, o AIS passa a ser menor em apenas 4%, no 2º CRTP. No 3º CRTP, foi maior em 2% pelo IPCA, e menor, em 12%, 73 Vale ressaltar que o VNR não foi recalculado, tendo sido utilizados os valores divulgados nas notas técnicas da ANEEL, o que não isenta a mensuração de erros de procedimentos. 167 no 3º CRTP. Considerando-se que a diferença percentual entre os índices de 1995 a 2009 foi de 59% (IGP-M>IPCA) e de 1995 a 2014 de 55% (IGPM>IPCA), conclui-se que o AIS com base no CHC-IPCA é mais justo tanto para o consumidor quanto para o investidor, pois o consumidor não estaria desembolsando mais do que foi investido atualizado pelo índice oficial da inflação, e o investidor estaria recebendo o que foi gasto atualizado pelo índice oficial de inflação. Aqui, é oportuno retomar a seguinte questão: é justo que a tarifa proporcione como receitas para a empresa valores que excedem o capital investido e o retorno sobre este, com o objetivo de repor o ativo que, no futuro, pode vir a custar mais caro? Os números citados acima demonstram que pelo menos dez empresas estão sendo remuneradas acima do índice de inflação, ou seja, suas receitas excedem o capital investido. Isso ocorre no 3º CRTP, e, no segundo ciclo, são quinze empresas. Além disso, as três empresas que foram retiradas da amostra no 3º CRTP também estavam sendo remuneradas acima do índice de inflação. Cabe lembrar, como já mencionado, que, no 3º CRTP, houve a convergência às normas internacionais de contabilidade, tendo sido alterada a contabilização do imobilizado na contabilidade societária. E esse menor percentual encontrado no último ciclo pode ter ocorrido pelo fato de o Ativo Financeiro ser atualizado pelo IGP-M, trimestralmente, mesmo quando da amostra atualizada pelo IPCA, pois somente o ativo intangível foi atualizado monetariamente no 3º CRTP. Assim, seria justo algumas distribuidoras serem beneficiadas e outras não? E vice-versa; (c) Quanto ao retorno dos investidores, representado pela variável ROE, apesar da limitação de ser utilizado o CH para comparação, ficou evidente que as concessionárias estão apresentando retornos positivos, em sua maioria, 38 e 31 empresas, no segundo e terceiro ciclos, respectivamente. Quando a inflação é descontada, os retornos ainda continuaram positivos, mas em percentuais menores, em 36 empresas no segundo ciclo e em 28 empresas no terceiro ciclo. Pode-se afirmar que as empresas, em média, estão sendo bem remuneradas. O CHC atualizado pelo IPCA, portanto, proporciona também um retorno justo aos investidores e, mesmo com diferenças significativas estatisticamente, ainda ocorre retorno positivo, em geral. E o retorno calculado pelo CHC é mais próximo da realidade, pois, como já comentado, parte do lucro apurado pelo 168 CH pode ser ilusório (pode não ser acréscimo patrimonial), existindo acréscimo patrimonial apenas pelo excedente ao efeito inflacionário. (d) Mesmo que as empresas apresentaram retorno favorável, independentemente, do método de mensuração, cabe destacar uma das questões levantadas nesta pesquisa: Quando o VNR for menor que o CHC, é justo que o investidor receba uma menor remuneração que não recupera o capital já investido? Os resultados demonstraram que pelo menos 16 empresas, no segundo ciclo, e 22, no terceiro ciclo, estão sendo remuneradas abaixo do capital investido quando atualizado monetariamente pelo IPCA. Esse número sobe para 29 e 31, segundo e terceiro ciclos, respectivamente, quando o índice adotado é o IGPM. Como citado anteriormente, pode haver uma expropriação de riqueza pelo regulador e ausência de incentivos para novos empreendimentos. (e) Como já comentado, o IRT apresentou o mesmo resultado em relação à variável AIS. Conclui-se, portanto, que as tarifas calculadas pelo método do CHC, e atualizadas pelo IPCA, proporcionam a modicidade tarifária para os consumidores. As tarifas deferidas, na segunda revisão tarifária, que apresentaram em média uma queda de 8,40% (-8,40%), se mensuradas pelo CHC/IPCA, teriam uma queda de 9,01% (-9,01%), em média. Do ponto de vista estatístico, essa diferença é insignificante. Mas, pelo CHC/IGP-M, a queda foi de 6,22% (-6,22%), havendo, nesse caso, do ponto de vista estatístico, diferenças significativas entre os métodos; Já as tarifas deferidas, na terceira revisão tarifária, que apresentaram em média uma queda de 1,14% (1,14%), se mensuradas pelo CHC/IPCA, teriam uma queda menor de 0,72% (0,72%), em média. Do ponto de vista estatístico, essa diferença também é insignificante. Já pelo CHC/IGP-M, houve um aumento de 1,74%, havendo, nesse caso, do ponto de vista estatístico, diferenças significativas entre os métodos; Em suma, os achados da pesquisa permitem sugerir a alteração do método de mensuração do VNR, atualmente utilizado, para o método do CHC atualizado pelo índice oficial da inflação – IPCA, pois entende-se que esse método proporciona o justo valor para o consumidor e investidor, pelas seguintes razões expostas a seguir: (a) Maior transparência e menos subjetividade no cálculo do ativo imobilizado em serviço e, consequentemente, da remuneração do capital e da quota de 169 reintegração regulatória, contribuindo para minimizar o problema da assimetria informacional; (b) O consumidor atual estará arcando com o custo de um ativo adquirido ou construído para obtenção do serviço no presente; (c) Os investidores, em sua maioria, continuarão a ter um retorno favorável, mas sem ganhos exorbitantes. Entende-se que haverá menos discrepância entre as remunerações das empresas, pois, como visto, algumas estão recebendo acima do capital investido e outras, não; (d) O custo da depreciação passa a ser calculado sobre o valor de aquisição ou construção do ativo no momento do reconhecimento, mas em valores reais de capacidade geral de compras em determinada data; É importante destacar que os resultados e as conclusões encontrados são exclusivos para o setor regulado em que as tarifas são determinadas por um órgão regulador, pois o método do custo de reposição é relevante para as empresas que possuem custos crescentes e precisam, com suas próprias atividades, angariar recursos para repor seus ativos. Por exemplo, numa atividade comercial, é extremamente relevante que, no caso de venda de uma mercadoria que tenha sofrido aumento no de custo de reposição, a mercadoria estocada sendo vendida tenha seu preço ajustado de forma a conseguir produzir recurso suficiente para essa reposição. Caso contrário poderá o comerciante ter que injetar capital ou pedir empréstimo para essa renovação do estoque. A discussão em tela neste trabalho, todavia, é a utilização do custo de reposição nas empresas concessionárias de serviços públicos em que suas tarifas sejam reguladas, já que a tarifa baseada num custo de reposição de um imobilizado que tenha subido repassa ao consumidor a responsabilidade de prover recursos para os investidores reporem tais ativos; e isso é responsabilidade deles, e não dos consumidores. E mais, se a tarifa produzir o recurso para essa renovação, porque deveria o investidor ser remunerado sobre esse ativo que não foi ele quem financiou?. No caso de preço de reposição inferior ao do ativo sendo renovado, ocorre algo diferente: se o comerciante precificar a mercadoria sendo vendida com base na reposição que lhe exigirá investimento menor, poderá, na verdade, repor esse produto, mas sofrer uma perda do capital investido na mercadoria sendo vendida. No caso de um serviço tarifado, se o imobilizado precisar de menor investimento para repor o anterior, e a tarifa acompanhar esse 170 decréscimo, ótimo para o consumidor, mas o investidor poderá não conseguir recuperar seu investimento, o que o desestimularia a continuar no segmento e desestimularia outros a entrarem. A não ser que conseguissem aumentar a taxa de retorno embutida na tarifa para compensar o acréscimo de risco sendo incorrido. Para análises mais profundas dos problemas de variação no preço de reposição, inclusive quando na presença de inflação, veja-se SZUSTER, Natan, Análise do lucro passível de distribuição: uma abordagem reconhecendo a manutenção do capital da empresa., tese de doutoramento, FEA/USP, 1985. Finalmente, a grande conclusão que se pode tirar deste capítulo baseado em levantamento empírico e realista da realidade brasileira é o de que a análise estatística evidencia: A) na média brasileira, o preço de reposição não apresentou diferença significativa com relação ao que seria a utilização da pura e simples correção monetária dos ativos ao invés dos novos valores de reposição; B) mas isso simplesmente esconde algo muito relevante. A média deriva de dois grandes blocos: a. o dos consumidores que estão pagando mais pelos serviços de energia do que deveriam, o que constitui benefício visível aos investidores e prejuízo a esses consumidores; e b. o dos consumidores que estão pagando menos do que deveriam, o que os beneficia, mas prejudica os investidores. 171 6. CONSIDERAÇÕES FINAIS Esta tese buscou demonstrar os efeitos de cada conceito e critério no tratamento da base de remuneração regulatória dos ativos e sua influência na determinação da tarifa no setor elétrico brasileiro. Após o diagnóstico do cenário atual, principalmente, quanto à mensuração dos ativos no ramo estudado, foram analisados, empiricamente, os dois métodos de mensuração mais utilizados no setor elétrico em nível mundial e, de acordo com as evidências encontradas, foram propostas algumas medidas que podem mitigar os problemas detectados. O método do valor novo de reposição proporciona incertezas quando da avaliação dos ativos, tanto para o consumidor quanto para o investidor, devido a maior parte dos insumos utilizados serem commodities com grande volatilidade no mercado. O valor apurado por esse método pode não ser o mesmo quando à época da realização do investimento, visto que, naquele momento, era o que se tinha de mais eficiente. Ainda, os ativos podem valorizar acima ou abaixo do percentual da inflação do período. Como exposto nesta pesquisa, a regulação precisa ser eficiente e com pouco espaço para discricionariedade, com o objetivo de evitar o oportunismo governamental. Além disso, mudanças constantes nas regras trazem instabilidade ao setor, devendo essas regras serem revistas com periodicidade. Conforme apurado, ficaram evidenciadas as várias dificuldades administrativas e operacionais, principalmente, nos dois primeiros ciclos, em virtude da imaturidade do processo. Essas distorções prejudicam algumas concessionárias e beneficiam outras, o que pode explicar os percentuais diversificados entre as empresas. Sugere-se, para os próximos ciclos, que seja refeita a avaliação da totalidade dos ativos de forma simplificada e o mais assertiva possível, considerando os preços à época de sua imobilização, ou seja, a concessionária deve ser remunerada pelo valor do investimento realmente desembolsado e, a partir daí, realizar atualização dos mesmos pelo IPCA. Tendo em vista que vários contratos serão renovados entre 2015 e 2016, pode ser essa uma boa oportunidade de se rever a remuneração e o índice de inflação a ser utilizado, com regras claras e eficientes. Durante o desenvolvimento da pesquisa, surgiram aspectos que não eram o foco da tese, mas importantes para o setor em geral, sendo eles destacados a seguir: 172 (i) Discutiu-se acerca das obrigações especiais (que são os investimentos realizados com capital de terceiros), as quais, atualmente, não são remuneradas, embora as concessionárias precisam ser remuneradas de algum modo pela gestão e manutenção desses ativos; (ii) É preciso rever as atualizações das tarifas no reajuste tarifário anual, que é calculado com base no IGP-M do período. O mais justo seria a atualização pelo IPCA, que é o índice que representa a capacidade geral de compras do consumidor. A interpretação desta pesquisa deve ressalvar algumas limitações: a literatura quanto ao tema é escassa, não tendo sido possível analisar toda a população devido à impossibilidade de acesso aos dados. Entretanto, ressalta-se que a amostra representa 70% das empresas e como já citado ultrapassa 95% das unidades consumidoras do país; o modelo adotado para calcular os efeitos inflacionários, que é realizado com valores aproximados, por não ser possível a correção dos estoques e as datas exatas de aquisição ou baixa de cada ativo, por exemplo. Defende-se, a partir da análise empreendida, a mensuração dos ativos do setor elétrico brasileiro pelo custo histórico corrigido devido às evidências apresentadas ao longo desta tese, haja vista que ficou demonstrado que o CHC diminui o risco e as incertezas do investidor quanto ao retorno do capital investido, pois ele receberá o que realmente desembolsou na época do investimento atualizado monetariamente pelo IPCA (que é o índice oficial da inflação brasileira). Pelo método do valor novo de reposição, esse risco é inerente, pois os investimentos são remunerados pelo valor que será reposto, no momento do laudo de avaliação, o que poderá apresentar valores diversificados (a maior ou a menor) devido, principalmente, à volatilidade das commodities e ao avanço tecnológico. Outro ponto que merece destaque é que, como já exposto ao longo deste estudo, os consumidores, pela aplicação do CHC, arcam com as despesas realmente desembolsadas pelo investidor e não por um montante que pode estar financiando os investimentos futuros, ou seja, as concessionárias podem estar sendo remuneradas por investimentos não realizados, expropriando os consumidores. E, ainda, pode ocorrer o inverso, se adotado o método do VNR, tendo em vista que o investidor pode receber aquém do que foi custeado, podendo ocorrer uma expropriação de riqueza pelo regulador e ausência de incentivos para novos empreendimentos. 173 Acredita-se, portanto, que a mensuração dos ativos pelo CHC é uma política pública justa para a fixação das tarifas com vistas a beneficiar as partes envolvidas. 6.1 Principais Contribuições Algumas contribuições desta tese podem ser enumeradas: (i) Reflexão crítica acerca dos diversos métodos e abordagens de mensuração da base de remuneração dos ativos no setor elétrico brasileiro; (ii) Conclusão de que o preço de reposição tende a sempre trazer prejuízo para o consumidor e benefício ao investidor ou exatamente o inverso, dependendo da evolução desse preço face à inflação; (iii) Diagnóstico da metodologia atualmente empregada pelo regulador e levantamento das consequências da manutenção ou não do critério adotado; (iv) Síntese dos três processos de revisão tarifária periódica já ocorridos; (v) Apesar de já existirem estudos, também faz-se uma comparação e análise da contabilidade regulatória e da contabilidade societária após a convergência às normas internacionais de contabilidade; (vi) Redução da lacuna existente na literatura contábil não só quanto à mensuração dos ativos, mas também sobre a contabilidade aplicada à regulação de serviços públicos. (vii) Auxílio aos consumidores na compreensão da metodologia de revisão tarifária, seus componentes e o que estão ‘financiando’ para a efetiva prestação de serviços presente e futura; (viii) Colocação em evidência do impacto nas tarifas quando da utilização de diferentes índices de inflação. 174 175 REFERÊNCIAS74 Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. (s.d.). Fonte: www.aneel.gov.br. Andrade, M. M. (2010). Contabilização dos Contratos de Concessão. Dissertação de Mestrado de Controladoria e Contabilidade. Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade de Ribeirão Preto – FEARP/USP. Ribeirão Preto, SP. Anuatti Neto, F., Pelin, E. P., & Peano, C. R. (2004). O Papel do Fator X na Regulação por Incentivos e a Consolidação com a Manutenção do Equilíbrio EconômicoFinanceiro. . Contribuição enviada para ANEEL referente à AP nº 43/2003. Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas (FIPE/USP). São Paulo , SP. Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE. 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Journal of Accounting in Emerging Economies, Vol. 1(1), pp. 53-75. 185 APÊNDICES APÊNDICE A - Datas das revisões tarifárias e periodicidade Empresa Sigla Período 1ª Revisão 2ª Revisão 3ª Revisão 4ª Revisão (anos) AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia AES SUL 5 19/04/2003 19/04/2008 19/04/2013 19/04/2018 Amazonas Distribuidora de Energia Adesa 4 01/11/2005 01/11/2009 01/11/2013 01/11/2017 15/03/2019 Ampla Energia e Serviços S/A Ampla* 5 09/12/2003 15/03/2009 15/03/2014 Bandeirante Energia S/A Bandeirante 4 23/10/2003 23/10/2007 23/10/2011 23/10/2015 Boa Vista Energia S/A Boa Vista 4 01/11/2005 01/11/2009 01/11/2013 01/11/2017 10/05/2016 Caiuá Distribuição de Energia S/A Caiuá* 4 03/02/2004 10/05/2008 10/05/2012 CEB Distribuição S/A CEB Dis 4 26/08/2004 26/08/2008 26/08/2012 26/08/2016 CEMIG Distribuição S/A CEMIG - D 5 08/04/2003 08/04/2008 08/04/2013 08/04/2018 Centrais Elétrica Matogrossenses S/A CEMAT 5 08/04/2003 08/04/2008 08/04/2013 08/04/2018 Centrais Elétricas de Carazinho S/A Eletrocar 4 29/06/2005 29/06/2009 29/06/2013 29/06/2017 Centrais Elétricas de Rondônia S/A Ceron 4 30/11/2005 30/11/2009 30/11/2013 30/11/2017 Centrais Elétricas de Santa Catarina S/A Celesc 4 07/08/2004 07/08/2008 07/08/2012 07/08/2016 Centrais Elétricas do Pará S/A Celpa 4 07/08/2003 07/08/2007 07/08/2011 07/08/2015 Companhia Campolarguense de Energia Cocel* 4 30/03/2004 24/06/2008 24/06/2012 24/06/2016 Companhia de Eletricidade do Acre Eletroacre 4 30/11/2005 30/11/2009 30/11/2013 30/11/2017 Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia Coelba 5 22/04/2003 22/04/2008 22/04/2013 22/04/2018 Companhia Energética de Alagoas Ceal 4 28/08/2005 28/08/2009 28/08/2013 28/08/2017 Companhia Energética de Goiás Celg 4 12/09/2005 12/09/2009 12/09/2013 12/09/2017 Companhia Energética de Pernambuco Celpe 4 29/04/2005 29/04/2009 29/04/2013 29/04/2017 Companhia Energética do Ceará Coelce 4 22/04/2003 22/04/2007 22/04/2011 22/04/2015 Companhia Energética do Maranhão Cemar 4 28/08/2005 28/08/2009 28/08/2013 28/08/2017 Companhia Energética do Piauí Cepisa 4 28/08/2005 28/08/2009 28/08/2013 28/08/2017 Companhia Energética do Rio Grande do Norte Cosern 5 22/04/2003 22/04/2008 22/04/2013 22/04/2018 Companhia Energia Elétrica do Estdo de Tocatins Celtins 4 04/07/2004 04/07/2008 04/07/2012 04/07/2016 Companhia Estadual de Energia Elétrica CEEE 4 25/10/2004 25/10/2008 25/10/2012 25/10/2016 Companhia Força e Luz do Oeste CFLO* 4 03/02/2004 29/06/2008 29/06/2012 29/06/2016 Companhia Hidroelétrica São Patrício Chesp 4 12/09/2004 12/09/2008 12/09/2012 12/09/2016 Companhia Jaguari de Energia Energia Elétrica CPFL Jaguari 4 03/02/2004 03/02/2008 03/02/2012 03/02/2016 Companhia Luz e Força Mococa CPFL Mococa 4 03/02/2004 03/02/2008 03/02/2012 03/02/2016 Copanhia Luz e Força Santa Cruz CPFL Santa Cruz 4 03/02/2004 03/02/2008 03/02/2012 03/02/2016 Companhia Nacional de Energia Elétrica CNEE* 4 03/02/2004 10/05/2008 10/05/2012 10/05/2016 Companhia Leste Paulista de Energia CPFL Leste 4 03/02/2004 03/02/2008 03/02/2012 03/02/2012 Companhia Paulista de Força e Luz CPFL Paulista 5 08/04/2003 08/04/2008 08/04/2013 08/04/2018 Companhia Piratininga de Força e Luz CPFL Piratininga 4 23/10/2003 23/10/2007 23/10/2011 23/10/2015 Companhia Sul Paulista de Energia CPFL Sul Paulista 4 03/02/2004 03/02/2008 03/02/2012 03/02/2016 14/12/2016 Companhia Sul Sergipana de Eletricidade Sulgipe 4 14/12/2004 14/12/2008 14/12/2012 Cooperativa Aliança Cooperaliança* 4 15/03/2005 14/08/2009 14/08/2013 14/08/2017 Copel Distribuição S/A Copel Dis 4 24/06/2004 24/06/2008 24/06/2012 24/06/2016 Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas DMEPC 4 28/06/2004 28/06/2008 28/10/2011 28/10/2015 Departamento Municipal de Energia de Ijuí Demei 4 29/06/2005 29/06/2009 29/06/2013 29/06/2017 (Continua) 186 (Continuação) Empresa Sigla Período 1ª Revisão 2ª Revisão 3ª Revisão 4ª Revisão (anos) Elektro Eletricidade e Serviços S/A Elektro 4 27/08/2003 27/08/2007 27/08/2011 Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A Eletropaulo 4 04/07/2003 04/07/2007 04/07/2011 27/08/2015 04/07/2015 Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A EDEVP 4 10/05/2004 10/05/2008 10/05/2012 10/05/2016 10/05/2016 Empresa Elétrica Bragantina S/A EEB* 4 03/02/2004 10/05/2008 10/05/2012 Empresa Energética de Mato Grosso do Sul Enersul 5 08/04/2003 08/04/2008 08/04/2013 08/04/2018 Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. EFLJC 4 30/03/2004 30/03/2008 14/08/2012 14/08/2016 Empresa Força e Luz Urussanga Ltda. EFLUL 4 30/03/2004 30/03/2008 14/08/2012 14/08/2016 Empresa Luz e Força Santa Maria ELFSM 4 07/02/2004 07/02/2008 07/02/2012 15/08/2016 Energisa Borborema EBO 4 04/02/2005 04/02/2009 04/02/2013 04/02/2017 Energisa Minas Gerais EMG 4 18/06/2004 18/06/2008 18/06/2012 18/06/2016 Energisa Nova Fibrurgo ENF 4 18/06/2004 18/06/2008 18/06/2012 18/06/2016 Energisa Paraíba EPB 4 28/08/2005 28/08/2009 28/08/2013 28/08/2017 Energisa Sergipe ESE 5 22/04/2003 22/04/2008 22/04/2013 22/04/2018 Força e Luz Coronel Vivida Ltda. Forcel 4 26/08/2004 26/08/2008 26/08/2012 26/08/2016 Hidroelétrica Panambi S/A Hidropan 4 29/06/2005 29/06/2009 29/06/2013 29/06/2017 Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ienergia 4 07/08/2004 07/08/2008 07/08/2012 07/08/2016 Light Serviços de Eletricidade S/A Light 5 07/11/2003 07/11/2008 07/11/2013 07/11/2018 Muxfeldt Marin & Cia. Ltda. MUX Energia 4 29/06/2005 29/06/2009 29/06/2013 29/06/2017 Rio Grande de Energia S/A RGE 5 19/04/2003 19/04/2008 19/04/2013 19/04/2018 Usina Hidro Elétrica Nova Palma Ltda. Uhenpal* 4 12/12/2004 19/04/2009 19/04/2013 19/04/2017 *Datas alteradas para a segunda revisão tarifária 187 APÊNDICE B - Relação das 52 empresas distribuidoras Empresa Sigla Empresa AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia AES SUL Companhia Jaguari de Energia Elétrica CPFL Jaguari Amazonas Distribuidora de Energia Adesa Companhia Luz e Força Mococa CPFL Mococa Ampla Energia e Serviços S/A Ampla* Companhia Luz e Força Santa Cruz CPFL Santa Cruz Bandeirante Energia S/A Bandeirante Companhia Nacional de Energia Elétrica CNEE* Boa Vista Energia S/A Boa Vista CPFL Leste Companhia Leste Paulista de Energia Sigla Caiuá Distribuição de Energia S/A Caiuá* Companhia Paulista de Força e Luz CPFL Paulista CEB Distribuição S/A CEB Dis Companhia Piratininga de Força e Luz CPFL Piratininga CEMIG Distribuição S/A CEMIG - D Companhia Sul Paulista de Energia Centrais Elétricas de Carazinho S/A Eletrocar Companhia Sul Sergipana de Eletricidade Sulgipe Centrais Elétricas Matogrossenses Cemat Copel Distribuição S/A Copel Dis Centrais Elétricas de Rondônia S/A Ceron Departamento Municipal de Energia de Ijuí Demei Centrais Elétricas de Santa Catarina S/A Celesc Elektro Eletricidade e Serviços S/A Elektro Centrais Elétricas do Pará S/A Celpa Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A Eletropaulo Companhia Campolarguense de Energia Cocel* Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A EDEVP Companhia de Eletricidade do Acre Eletroacre Empresa Elétrica Bragantina S/A EEB Companhia de Eletricidade do Amapá CEA Empresa Energética de Mato Grosso do Sul Enersul Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia Coelba Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. EFLJC Companhia Energética de Alagoas Ceal Empresa Força e Luz Urussanga Ltda. EFLUL Companhia Energética de Goiás Celg Empresa Luz e Força Santa Maria ELFSM Companhia Energética de Pernambuco Celpe Energisa Minas Gerais EMG Escelsa CPFL Sul Paulista Companhia Energética do Ceará Coelce Espírito Santo Centrais Elétricas S.A Companhia Energética do Maranhão Cemar Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ienergia Companhia Energética do Rio Grande do Norte Cosern Light Serviços de Eletricidade S/A Light Companhia Estadual de Energia Elétrica CEEE-D Muxfeldt Marin & Cia. Ltda. MUX Energia Companhia Força e Luz do Oeste CFLO* Rio Grande de Energia S/A RGE Companhia Hidroelétrica São Patrício Chesp Usina Hidro Elétrica Nova Palma Ltda. Uhenpal 188 APÊNDICE C – Base de Remuneração Regulatória das 44 empresas Nota Técnica nº 108/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ AES SUL (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 2.185.710 2.659.949 1.508.251 3.751 4.565 2.588 103.944 126.497 71.727 157.423 191.579 108.630 1.920.592 2.337.308 1.325.306 1.217.649 1.481.845 840.240 968.061 1.178.104 668.011 3.751 4.565 2.588 964.310 1.173.539 665.423 742 742 742 45 45 45 22.073 22.073 22.073 883.226 1.069.902 616.556 13.355 13.355 13.355 1.066 1.066 1.066 12.289 12.289 12.289 4,47% 4,47% 4,47% 85.850 104.478 59.241 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 132.126 160.269 91.924 Nota Técnica nº 72/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ AMPLA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2014 2009-2014 2009-2014 4.877.603 5.654.552 3.676.489 5.521 6.400 4.161 338.360 392.257 255.039 181.707 210.651 136.961 4.352.015 5.045.244 3.280.328 1.640.508 1.901.823 1.236.531 3.237.095 3.752.729 2.439.958 5.521 6.400 4.161 3.231.574 3.746.329 2.435.796 5.039 5.039 5.039 0 0 0 68.454 68.454 68.454 2.966.707 3.427.564 2.254.251 21.300 21.300 21.300 2.166 2.166 2.166 19.134 19.134 19.134 4,43% 4,43% 4,43% 192.794 223.504 145.319 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 445.655 515.133 338.247 189 Nota Técnica nº 326/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ BANDEIRANTE (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006 2007-2010 2007-2010 2007-2010 2.991.127 3.463.373 1.964.831 10.013 11.594 6.577 248.806 288.088 163.437 378.164 437.869 248.411 2.354.144 2.725.822 1.546.405 1.579.821 1.829.247 1.037.763 1.411.306 1.634.126 927.068 10.013 11.594 6.577 1.401.293 1.622.532 920.490 1.466 1.466 1.466 0 0 0 67.340 67.340 67.340 1.221.293 1.403.250 825.859 12.348 12.348 12.348 985 985 985 11.363 11.363 11.363 4,58% 4,58% 4,58% 107.820 124.843 70.825 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 183.170 210.601 123.555 Nota Técnica nº 229/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CELPA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006 2007-2010 2007-2010 2007-2010 1.893.415 2.475.578 1.295.766 0 224.171 293.096 153.412 161.772 211.512 110.709 1.507.472 1.970.970 1.031.644 804.879 1.052.353 550.822 1.088.536 1.423.225 744.944 0 1.088.536 1.423.225 744.944 6.713 6.713 6.713 0 0 0 17.560 17.560 17.560 888.638 1.154.402 615.805 17.295 17.295 17.295 633 633 633 16.662 16.662 16.662 4,14% 4,14% 4,14% 62.409 81.598 42.710 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 132.577 172.643 91.445 190 Nota Técnica nº 150/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CELPE (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2013 2009-2013 2009-2013 3.684.304 3.997.065 2.415.803 9.636 10.454 6.318 229.223 248.682 150.302 398.629 432.469 261.382 3.046.816 3.305.461 1.997.801 1.710.301 1.855.489 1.121.447 1.974.003 2.141.576 1.294.356 9.590 10.404 6.288 1.964.413 2.131.172 1.288.068 4.300 4.300 4.300 0 0 0 16.315 16.315 16.315 1.755.805 1.903.105 1.158.381 99.373 99.373 99.373 11.997 11.997 11.997 87.376 87.376 87.376 4,86% 4,86% 4,86% 147.944 160.503 97.007 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 257.400 279.607 167.334 Nota Técnica nº 93/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CEMIG-D (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 17.509.554 10.691.503 9.718.650 24.881 15.193 13.810 4.081.383 2.492.132 2.265.365 1.346.720 822.320 747.495 12.056.570 7.361.858 6.691.980 8.787.799 5.365.915 4.877.654 8.721.755 5.325.588 4.840.996 24.881 15.193 13.810 8.696.874 5.310.395 4.827.186 11.162 11.162 11.162 0 0 0 37.872 37.872 37.872 4.664.525 2.867.297 2.610.855 306.379 306.379 306.379 18.852 18.852 18.852 287.527 287.527 287.527 4,66% 4,66% 4,66% 561.836 343.063 311.846 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 679.187 408.242 369.581 191 Nota Técnica nº 292/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CEPISA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2013 2009-2013 2009-2013 1.201.474 908.832 663.568 5.457 4.128 3.014 180.993 136.909 99.962 342.984 259.444 189.428 672.040 508.352 371.164 682.489 516.256 376.935 518.985 392.576 286.633 3.552 2.687 1.962 515.433 389.889 284.671 4.245 4.245 4.245 0 0 0 1.966 1.966 1.966 340.651 259.192 190.921 21.756 21.756 21.756 997 997 997 20.759 20.759 20.759 4,45% 4,45% 4,45% 29.906 22.622 16.517 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 49.621 37.341 27.048 Nota Técnica nº 379/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CERON (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2012 2009-2012 2009-2012 759.346 714.824 513.846 19.763 18.604 13.374 123.474 116.234 83.554 45.909 43.217 31.066 570.200 536.768 385.852 309.610 291.457 209.512 449.736 423.367 304.334 19.763 18.604 13.374 429.973 404.763 290.961 7.006 7.006 7.006 0 0 0 2.344 2.344 2.344 315.849 297.878 216.756 7.376 7.376 7.376 819 819 819 6.557 6.557 6.557 4,16% 4,16% 4,16% 23.720 22.330 16.051 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 47.069 44.360 32.130 192 Nota Técnica nº115/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ COELBA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2010-2012 2010-2012 2010-2012 8.147.788 7.665.948 4.682.503 44.906 42.250 25.807 1.638.814 1.541.899 941.820 1.263.652 1.188.923 726.216 5.200.416 4.892.876 2.988.659 3.779.307 3.555.808 2.171.953 4.368.481 4.110.140 2.510.550 73.344 69.007 42.151 4.295.137 4.041.133 2.468.399 6.112 6.112 6.112 0 0 0 83.695 83.695 83.695 2.746.130 2.589.042 1.616.386 48.311 48.311 48.311 4.138 4.138 4.138 44.173 44.173 44.173 4,56% 4,56% 4,56% 237.139 223.115 136.283 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 410.309 386.627 239.991 Nota Técnica nº 184/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ COPEL-D (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2011 2008-2011 2008-2011 9.335.168 6.889.505 4.462.250 223.965 165.290 107.056 1.658.592 1.224.068 792.814 752.079 555.046 359.497 6.700.532 4.945.101 3.202.883 5.680.682 4.192.435 2.715.390 3.654.486 2.697.070 1.746.860 223.966 165.291 107.057 3.430.520 2.531.779 1.639.803 33.199 33.199 33.199 0 0 0 115.603 115.603 115.603 1.920.730 1.456.514 995.791 60.418 60.418 60.418 3.577 3.577 3.577 56.841 56.841 56.841 4,49% 4,49% 4,49% 300.854 222.035 143.809 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 284.815 214.831 145.374 193 Nota Técnica nº 125/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ COSERN (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 1.487.035 1.345.792 796.436 5.538 5.012 2.966 218.274 197.542 116.905 103.934 94.062 55.666 1.159.289 1.049.176 620.900 680.477 615.843 364.454 806.558 729.949 431.982 5.074 4.592 2.718 801.484 725.357 429.264 1.353 1.353 1.353 0 0 0 8.523 8.523 8.523 593.086 537.691 322.235 19.057 19.057 19.057 1.521 1.521 1.521 17.536 17.536 17.536 4,57% 4,57% 4,57% 52.980 47.947 28.375 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 87.947 79.596 47.114 Nota Técnica nº 88/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CPFL PAULISTA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 7.414.586 7.759.403 4.064.724 39.975 41.834 21.915 883.775 924.875 484.491 949.926 994.103 520.756 5.540.910 5.798.591 3.037.563 4.272.000 4.470.670 2.341.938 3.142.586 3.288.733 1.722.786 39.734 41.582 21.782 3.102.852 3.247.151 1.701.004 4.171 4.171 4.171 4766 4766 4766 102.286 102.286 102.286 2.330.300 2.433.499 1.327.735 12.363 12.363 12.363 1.290 1.290 1.290 11.073 11.073 11.073 4,55% 4,55% 4,55% 252.111 263.836 138.209 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 350.385 365.943 199.241 194 Nota Técnica nº 327/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CPFL PIRATININGA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006 2007-2010 2007-2010 2007-2010 2.416.479 2.185.464 1.523.249 3.697 3.344 2.330 238.139 215.373 150.113 182.062 164.657 114.764 1.992.581 1.802.091 1.256.041 1.216.836 1.100.507 767.043 1.199.643 1.084.957 756.206 3.697 3.344 2.330 1.195.946 1.081.614 753.875 1.344 1.344 1.344 0 0 0 65.875 65.875 65.875 1.025.026 933.460 670.981 2.570 2.570 2.570 215 215 215 2.355 2.355 2.355 4,07% 4,07% 4,07% 81.098 73.345 51.121 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 154.334 140.529 100.959 Nota Técnica nº 267/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ELEKTRO (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006 2007-2011 2007-2011 2007-2011 4.644.030 4.380.509 2.466.286 34.275 32.330 18.202 504.090 475.486 267.705 203.442 191.898 108.041 3.902.223 3.680.795 2.072.338 2.389.518 2.253.927 1.268.992 2.254.512 2.126.582 1.197.294 34.098 32.163 18.108 2.220.414 2.094.419 1.179.186 3.321 3.321 3.321 0 0 0 69.160 69.160 69.160 1.788.805 1.691.414 983.962 17.673 17.673 17.673 1.013 1.013 1.013 16.660 16.660 16.660 4,63% 4,63% 4,63% 180.673 170.421 95.949 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 268.284 253.601 146.948 195 Nota Técnica nº 381/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ELETROACRE (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2012 2009-2012 2009-2012 413.715 344.347 272.813 245 204 162 110.918 92.320 73.142 6.082 5.062 4.011 296.470 246.761 195.499 132.714 110.462 87.515 281.001 233.885 185.298 245 204 162 280.756 233.681 185.137 1.031 1.031 1.031 0 0 0 753 753 753 171.622 143.145 113.779 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,01% 4,01% 4,01% 11.888 9.895 7.840 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 25.873 21.580 17.153 Nota Técnica nº 286/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ELETROBRÁS- ALAGOAS (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2013 2009-2013 2009-2013 1.156.199 933.530 688.272 10.694 8.634 6.366 223.948 180.819 133.314 64.888 52.391 38.627 856.669 691.686 509.965 547.634 442.167 326.000 608.565 491.363 362.272 10.654 8.602 6.342 597.911 482.761 355.930 3.371 3.371 3.371 0 0 0 3.552 3.552 3.552 380.886 308.866 229.539 25.588 25.588 25.588 2.300 2.300 2.300 23.288 23.288 23.288 4,51% 4,63% 4,63% 38.636 32.025 23.611 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 55.476 44.618 32.659 196 Nota Técnica nº 201/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ELETROPAULO (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006 2007-2010 2007-2010 2007-2010 13.106.067 15.440.498 7.749.018 138.462 163.125 81.866 882.724 1.039.953 521.914 1.204.947 1.419.570 712.430 10.879.934 12.817.850 6.432.807 7.545.924 8.889.992 4.461.560 5.560.143 6.550.506 3.287.458 138.245 162.869 81.738 5.421.898 6.387.638 3.205.720 30.231 30.231 30.231 2443 2443 2443 250.286 250.286 250.286 4.822.134 5.630.644 2.966.766 0 0 0 0 0 0 0 4,32% 4,32% 4,32% 470.013 553.731 277.897 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 726.973 848.862 447.262 Nota Técnica nº 179/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ENERGISA MG (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 672.766 710.788 372.443 4.081 4.312 2.259 190.798 201.581 105.626 71.690 75.742 39.688 406.197 429.154 224.871 314.608 332.388 174.167 358.158 378.400 198.276 4.081 4.312 2.259 354.077 374.088 196.017 249 249 249 0 0 0 3.192 3.192 3.192 166.720 175.948 93.832 13.813 13.813 13.813 832 832 832 12.981 12.981 12.981 4,69% 4,69% 4,69% 19.051 20.127 10.546 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 24.050 25.441 13.061 197 Nota Técnica nº 166/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ENERGISA NOVA FRIBURGO (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 144.893 121.235 78.838 1.519 1.271 827 9.083 7.600 4.942 12.162 10.176 6.617 122.129 102.188 66.452 61.887 51.782 33.673 83.006 69.453 45.165 0 83.006 69.453 45.165 70 70 70 0 0 0 1.858 1.858 1.858 74.332 63.781 42.150 996 996 996 83 83 83 913 913 913 4,38% 4,38% 4,38% 5.349 4.476 2.911 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 11.130 9.539 6.278 Nota Técnica nº 103/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ENERGISA SERGIPE (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 777.416 736.024 508.131 4.078 3.861 2.665 121.373 114.911 79.331 45.716 43.282 29.881 606.249 573.970 396.254 331.804 314.138 216.872 445.612 421.886 291.259 3.813 3.610 2.492 441.799 418.276 288.767 318 318 318 0 0 0 4.071 4.071 4.071 324.815 307.755 213.824 6.446 6.446 6.446 476 476 476 5.970 5.970 5.970 4,75% 4,75% 4,75% 28.797 27.264 18.822 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 48.469 45.897 31.737 198 Nota Técnica nº 97/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ENERSUL (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2012 2008-2012 2008-2012 2.106.142 2.729.424 1.676.265 6.187 8.018 4.924 308.093 399.269 245.209 349.130 452.450 277.870 1.442.732 1.869.687 1.148.261 967.763 1.254.158 770.236 1.138.379 1.475.266 906.029 6.187 8.018 4.924 1.132.192 1.467.248 901.104 1.467 1.467 1.467 0 0 0 3.925 3.925 3.925 829.491 1.073.371 661.287 49.228 49.228 49.228 2.787 2.787 2.787 46.441 46.441 46.441 4,21% 4,21% 4,21% 60.739 78.714 48.342 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 121.172 157.938 95.814 Nota Técnica nº244/2010-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ESCELSA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) 5ª REVISÃO VNR CHC 31/12/2009 CH 31/12/2009 2010-2012 2010-2012 2010-2012 3.018.030 3.324.398 1.833.706 34.521 38.025 20.974 281.615 310.202 171.105 300.143 330.611 182.362 2.401.751 2.645.559 1.459.265 1.493.459 1.645.064 907.401 1.524.571 1.679.334 926.305 34.521 38.025 20.974 1.490.050 1.641.309 905.330 1.386 1.386 1.386 0 0 0 87.282 87.282 87.282 1.297.103 1.419.774 822.893 80.568 80.568 80.568 6.621 6.621 6.621 73.947 73.947 73.947 4,28% 4,28% 4,28% 102.795 113.230 62.457 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 189.369 207.863 117.879 199 Nota Técnica nº 329/2009-SRE/ANEEL Milhares R$ LIGHT SESA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 9.856.186 10.875.948 5.949.661 148.168 163.498 89.441 400.433 441.863 241.720 1.230.148 1.357.424 742.576 8.077.437 8.913.162 4.875.924 4.832.831 5.332.856 2.917.326 5.023.355 5.543.092 3.032.335 147.422 162.675 88.991 4.875.933 5.380.417 2.943.344 12.755 12.755 12.755 0 0 0 185.455 185.455 185.455 4.673.710 5.136.764 2.899.834 3.505 3.505 3.505 50 50 50 3.455 3.455 3.455 4,25% 4,25% 4,25% 343.291 378.809 207.227 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 704.308 774.117 436.883 Nota Técnica nº 107/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ RIO GRANDE ENERGIA- RGE (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2013 2008-2013 2008-2013 2.393.190 2.001.544 979.509 20.092 16.804 8.223 180.049 150.584 73.692 25.113 21.003 10.279 2.167.936 1.813.153 887.315 1.155.198 966.150 472.811 1.237.992 1.035.394 506.698 19.986 16.715 8.180 1.218.006 1.018.679 498.518 4.669 4.669 4.669 3330 3330 3330 15.971 15.971 15.971 1.061.927 892.065 448.796 19.538 19.538 19.538 1.296 1.296 1.296 18.242 18.242 18.242 4,18% 4,18% 4,18% 90.620 75.790 37.090 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 158.569 132.961 66.135 200 Nota Técnica nº 237/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CELESC (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2012 2008-2012 2008-2012 4.754.940 4.705.692 2.655.430 0 693.104 685.925 387.069 409.740 405.496 228.822 3.652.096 3.614.270 2.039.539 2.264.713 2.241.257 1.264.745 2.490.227 2.464.435 1.390.685 0 2.490.227 2.464.435 1.390.685 23.197 23.197 23.197 0 0 0 25.360 25.360 25.360 1.845.680 1.827.067 1.052.173 61.903 61.903 61.903 4.909 4.909 4.909 56.994 56.994 56.994 4,38% 4,38% 4,38% 159.962 158.305 89.332 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 273.488 270.682 153.861 Nota Técnica nº 91/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CEMAT (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 2.149.112 2.680.402 1.616.511 0 303.538 378.577 228.314 180.785 225.478 135.982 1.664.789 2.076.348 1.252.215 832.860 1.038.754 626.458 1.316.252 1.641.648 990.053 0 1.316.252 1.641.648 990.053 9.532 9.532 9.532 0 0 0 10.534 10.534 10.534 1.032.780 1.283.137 781.805 133.603 133.603 133.603 11.993 11.993 11.993 121.610 121.610 121.610 4,44% 4,44% 4,44% 73.917 92.190 55.598 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 145.538 183.281 107.702 201 Nota Técnica nº186/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ COCEL (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 68.120 62.344 41.316 0 11.159 10.213 6.768 11.693 10.702 7.092 45.268 41.430 27.456 41.136 37.648 24.950 26.984 24.696 16.366 0 26.984 24.696 16.366 642 642 642 0 0 0 671 671 671 17.138 15.796 10.911 1.357 1.357 1.357 1.256 1.256 1.256 101 101 101 4,78% 4,78% 4,78% 2.164 1.980 1.312 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 2.575 2.373 1.636 Nota Técnica nº43/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ENERGISA BORBOREMA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2007-2010 2007-2010 2007-2010 133.417 135.390 87.963 51 52 34 25.960 26.344 17.116 22.632 22.967 14.921 84.774 86.028 55.892 67.891 68.895 44.761 65.526 66.495 43.202 51 52 34 65.475 66.443 43.168 138 138 138 0 0 0 659 659 659 40.312 40.896 26.850 531 531 531 42 42 42 489 489 489 4,81% 4,81% 4,81% 4.078 4.138 2.688 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 6.036 6.125 4.007 202 Nota Técnica nº 106/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ COELCE (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006 2007-2010 2007-2010 2007-2010 2.969.194 3.660.640 2.361.653 4.603 5.675 3.661 440.084 542.568 350.036 327.445 403.698 260.445 2.197.062 2.708.699 1.747.511 1.182.949 1.458.426 940.900 1.786.245 2.202.214 1.420.753 4.603 5.675 3.661 1.781.642 2.196.539 1.417.092 473 473 473 0 0 0 8.220 8.220 8.220 1.350.251 1.662.664 1.075.748 26.970 26.970 26.970 2.145 2.145 2.145 24.825 24.825 24.825 4,46% 4,46% 4,46% 97.989 120.808 77.939 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 201.486 248.585 160.103 Nota Técnica nº 291/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ENERGISA PARAÍBA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2013 2009-2013 2009-2013 1.220.310 1.099.847 763.205 3.907 3.521 2.444 215.956 194.638 135.063 143.372 129.219 89.668 857.075 772.469 536.031 511.630 461.124 319.983 708.680 638.723 443.222 13.436 12.110 8.403 695.244 626.613 434.819 858 858 858 0 0 0 14.650 14.650 14.650 494.796 447.483 315.264 16.864 16.864 16.864 1.320 1.320 1.320 15.544 15.544 15.544 4,66% 4,66% 4,66% 39.940 35.997 24.979 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 73.295 66.163 46.230 203 Nota Técnica nº 354/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ELETROBRÁS RORAIMA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2013 2009-2013 2009-2013 135.505 154.597 108.914 2.618 2.987 2.104 9.515 10.856 7.648 9.939 11.339 7.989 113.433 129.415 91.173 29.272 33.396 23.528 106.233 121.201 85.386 2.618 2.987 2.104 103.615 118.214 83.282 1.724 1.724 1.724 0 0 0 427 427 427 96.251 109.509 77.785 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,50% 4,50% 4,50% 5.104 5.824 4.103 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 14.511 16.509 11.727 Nota Técnica nº 320/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CEEE-D (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 2.913.600 1.775.067 1.665.543 38.083 23.201 21.770 171.959 104.763 98.299 279.171 170.081 159.587 2.424.387 1.477.021 1.385.887 1.498.064 912.673 856.360 1.415.536 862.394 809.183 38.083 23.201 21.770 1.377.453 839.193 787.413 11.014 11.014 11.014 0 0 0 11.983 11.983 11.983 1.228.491 757.426 712.111 18.289 18.289 18.289 2.008 2.008 2.008 16.281 16.281 16.281 4,41% 4,41% 4,41% 106.915 65.137 61.118 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 183.844 112.827 105.996 204 Nota Técnica nº 199/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CELTINS (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2012 2008-2012 2008-2012 1.268.752 992.358 696.865 7.562 5.915 4.153 565.432 442.254 310.565 34.160 26.718 18.762 661.598 517.471 363.384 469.729 367.400 258.000 799.023 624.958 438.865 7.562 5.915 4.153 791.461 619.043 434.712 1.988 1.988 1.988 0 0 0 3.333 3.333 3.333 231.350 182.110 129.468 13.984 13.984 13.984 1.394 1.394 1.394 12.590 12.590 12.590 4,51% 4,51% 4,51% 29.838 23.338 16.389 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 33.826 26.403 18.466 Nota Técnica nº 287/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CEMAR (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2008-2012 2008-2012 2008-2012 3.104.838 3.184.187 1.999.843 7.825 8.025 5.040 638.494 654.812 411.257 211.203 216.601 136.037 2.247.316 2.304.750 1.447.508 1.346.996 1.381.421 867.607 1.757.842 1.802.766 1.132.236 7.741 7.939 4.986 1.750.101 1.794.828 1.127.250 5.666 5.666 5.666 0 0 0 3.872 3.872 3.872 1.121.145 1.149.554 725.530 68.359 68.359 68.359 6.431 6.431 6.431 61.928 61.928 61.928 4,52% 4,52% 4,52% 101.579 104.175 65.427 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 163.847 168.129 104.205 205 Nota Técnica nº 303/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CELG-D (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2007-2010 2007-2010 2007-2010 3.795.716 3.500.061 2.063.051 31.357 28.915 17.043 874.356 806.251 475.231 615.116 567.204 334.328 2.274.887 2.097.692 1.236.449 1.864.962 1.719.697 1.013.646 1.930.754 1.780.364 1.049.405 31.357 28.915 17.043 1.899.397 1.751.450 1.032.362 14.221 14.221 14.221 0 0 0 26.004 26.004 26.004 1.065.266 985.424 597.356 42.328 42.328 42.328 3.859 3.859 3.859 38.469 38.469 38.469 4,39% 4,39% 4,39% 99.963 92.177 54.332 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 157.383 145.346 86.842 Nota Técnica nº 123/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CAIUÁ (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 292.060 232.884 158.809 6.873 5.480 3.737 47.563 37.926 25.863 55.159 43.983 29.993 182.465 145.495 99.216 156.688 124.941 85.200 135.372 107.943 73.609 6.873 5.480 3.737 128.499 102.463 69.872 817 817 817 72 72 72 3.212 3.212 3.212 85.037 68.638 48.110 2.486 2.486 2.486 229 229 229 2.257 2.257 2.257 4,43% 4,43% 4,43% 8.083 6.445 4.395 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 12.631 10.159 7.064 206 Nota Técnica nº 124/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ BRAGANTINA (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 209.040 204.001 150.296 1.498 1.462 1.077 44.357 43.288 31.892 18.641 18.192 13.403 144.544 141.060 103.925 80.967 79.015 58.214 128.073 124.986 92.082 1.499 1.463 1.078 126.574 123.523 91.004 578 578 578 172 172 172 1.865 1.865 1.865 84.832 82.850 61.728 6.291 6.291 6.291 439 439 439 5.852 5.852 5.852 4,49% 4,49% 4,49% 6.490 6.334 4.666 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 12.300 12.001 8.817 Nota Técnica nº 132/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CNEE (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 117.769 90.914 63.308 2.139 1.651 1.150 25.786 19.906 13.862 14.235 10.989 7.652 75.609 58.368 40.644 53.998 41.685 29.027 63.771 49.229 34.281 2.139 1.651 1.150 61.632 47.578 33.131 571 571 571 0 0 0 1.479 1.479 1.479 37.896 29.722 21.319 575 575 575 31 31 31 544 544 544 4,56% 4,56% 4,56% 3.449 2.663 1.854 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 5.668 4.435 3.169 207 Nota Técnica nº 121/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ EDEVP (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2012 2008-2012 2008-2012 226.663 151.217 136.512 0 43.876 29.272 26.425 40.735 27.176 24.533 142.052 94.769 85.553 120.902 80.659 72.815 105.761 70.558 63.697 0 105.761 70.558 63.697 610 610 610 79 79 79 2.022 2.022 2.022 64.596 43.997 39.982 2.607 2.607 2.607 210 210 210 2.397 2.397 2.397 4,68% 4,68% 4,68% 6.642 4.431 4.000 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 9.538 6.433 5.827 Nota Técnica nº 183/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CFLO (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2011 2008-2011 2008-2011 47.713 33.523 31.598 76 53 50 9.471 6.654 6.272 5.452 3.831 3.611 32.714 22.985 21.665 25.047 17.598 16.587 22.666 15.925 15.011 76 53 50 22.590 15.872 14.960 329 329 329 0 0 0 793 793 793 14.241 10.339 9.810 877 877 877 54 54 54 823 823 823 4,82% 4,82% 4,82% 1.577 1.108 1.044 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 2.078 1.490 1.410 208 Nota Técnica nº 279/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CHESP (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2011 2008-2011 2008-2011 50.761 35.789 30.865 0 7.804 5.502 4.745 9.121 6.431 5.546 33.836 23.856 20.574 21.364 15.063 12.990 29.397 20.726 17.875 0 29.397 20.726 17.875 239 239 239 0 0 0 70 70 70 21.902 15.533 13.439 1.192 1.192 1.192 85 85 85 1.107 1.107 1.107 4,13% 4,13% 4,13% 1.396 984 849 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 3.209 2.249 1.933 Nota Técnica nº 24/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ EFLSM (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2007-2010 2007-2010 2007-2010 180.082 112.768 101.329 34.989 21.910 19.688 28.942 18.124 16.285 116.151 72.734 65.356 72.645 45.491 40.876 107.437 67.277 60.453 0 107.437 67.277 60.453 715 715 715 0 0 0 808 808 808 73.971 46.890 42.288 14.957 14.957 14.957 1.196 1.196 1.196 13.761 13.761 13.761 4,68% 4,68% 4,68% 5.439 3.406 3.060 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 10.002 5.919 5.225 209 Nota Técnica nº 210/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ ELETROCAR (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008 2009-2013 2009-2013 2009-2013 41.953 31.541 28.285 0 5.543 4.167 3.737 17.017 12.794 11.473 19.393 14.580 13.075 27.068 20.350 18.249 14.885 11.191 10.036 356 268 240 14.529 10.923 9.796 627 627 627 0 0 0 2.069 2.069 2.069 11.682 9.452 8.754 32 32 32 4 4 4 28 28 28 4,56% 4,56% 4,56% 884 665 596 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 1.759 1.423 1.317 Nota Técnica nº 032/2009-SRE/ANEEL - IPCA Milhares R$ CPFL SANTA CRUZ (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais Bruta (4) Bens Totalmente Depreciados (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciação Acumulada (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6) (8) Índice de Aproveitamento Depreciado (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8) (10) Almoxarifado em Operação (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT (15) Depreciação Acumulada RGR PLPT (16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT (17) Taxa de Depreciação (18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) (19) WACC real antes de impostos (20) Taxa RGR PLPT (22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20) VNR CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007 2008-2011 2008-2011 2008-2011 296.696 236.349 221.797 6.790 5.409 5.076 55.841 44.483 41.744 0 234.065 186.457 174.977 154.547 123.113 115.533 142.149 113.236 106.264 6.790 5.409 5.076 135.359 107.827 101.188 284 284 284 0 0 0 5.612 5.612 5.612 85.414 69.240 65.340 6.214 6.214 6.214 434 434 434 5.780 5.780 5.780 4,62% 4,62% 4,62% 10.814 8.614 8.084 9,95% 9,95% 9,95% 6,72% 6,72% 6,72% 12.394 9.956 9.368 210 APÊNDICE D – Índice de Reposicionamento Tarifário das 44 empresas ESCELSA - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 1.217.663 1.217.663 CELESC - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 2.530.830 2.530.830 CEMAT - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 811.674 811.674 COCEL - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR 269.282 14.748 189.369 102.795 576.194 5.445 1.788.412 1.712.810 4,41% 436.524 27.013 159.962 273.488 896.987 24.918 3.402.899 3.745.896 -9,16% 238.737 15.825 145.538 73.917 474.017 5.816 1.279.875 1.360.325 -5,91% 269.282 14.748 207.863 113.230 605.123 5.445 1.817.341 1.712.810 6,10% 436.524 27.013 158.305 270.682 892.524 24.918 3.398.436 3.745.896 -9,28% 238.737 15.825 183.281 92.190 530.033 5.816 1.335.891 1.360.325 -1,80% CHC 30.942 10.319 132 2.575 2.164 15.190 252 45.880 51.981 -11,74% 30.942 10.319 132 2.373 1.980 14.804 252 45.494 51.981 -12,48% COELBA - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 1.784.426 1.784.426 LIGHT - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 3.529.171 3.529.171 ENERGISA MG - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 213.717 213.717 CELPE - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 1.584.500 1.584.500 608.101 37.102 410.309 237.139 1.292.651 11.666 3.065.411 3.554.098 -13,75% 583.380 66.797 704.308 343.291 1.697.776 19.221 5.207.726 5.102.841 2,06% 80.734 2.744 24.050 19.050 126.578 1.430 338.865 365.941 -7,40% 443.014 257.400 147.944 848.358 8.554 2.424.304 2.583.411 -6,16% 608.101 37.102 386.627 223.115 1.254.945 11.666 3.027.705 3.554.098 -14,81% 583.380 66.797 774.117 378.809 1.803.103 19.221 5.313.053 5.102.841 4,12% 80.734 2.744 25.441 20.127 129.046 1.430 341.333 365.941 -6,72% 443.014 279.607 160.503 883.124 8.554 2.459.070 2.583.411 -4,81% 211 ENERGISA PARAÍBA - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 419.834 419.834 VNR CHC 1.311.594 1.311.594 200.704 66.163 35.997 302.864 3.417 719.281 856.517 -16,02% RGE - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário ELETROBRÁS RORAIMA - IPCA VNR CHC PARCELA A 88.487 88.487 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 19.019 19.019 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 319 319 REMUNERAÇÃO 14.511 16.509 QRR 5.104 5.824 TOTAL PARCELA B 38.953 41.671 OUTRAS RECEITAS 574 574 Receita Requerida Líquida 126.866 129.584 Receita Verificada 158.691 158.691 Reposicionamento Tarifário -20,05% -18,34% CEEE-D - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 1.205.323 1.205.323 BRAGANTINA - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 108.041 108.041 CAIUÁ-D - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 143.105 143.105 CHESP - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR ELFSM - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CPFL PIRATININGA - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 1.412.614 1.412.614 200.704 73.295 39.940 313.939 3.417 730.356 856.517 -14,73% 30.362 1.267 12.300 6.490 50.419 485 157.975 154.585 2,19% 30.362 1.267 12.001 6.334 49.964 485 157.520 154.585 1,90% CHC 10.288 9.207 68 3.209 1.396 13.880 230 23.938 26.671 -10,25% 218.367 14.843 154.334 81.098 468.642 13.151 1.868.105 2.159.675 -13,50% 10.288 9.207 68 2.249 984 12.508 230 22.566 26.671 -15,39% 218.367 14.843 140.529 73.345 447.084 13.151 1.846.547 2.159.675 -14,50% 229.465 14.127 158.569 90.620 492.781 12.170 1.792.205 1.950.452 -8,11% 241.743 14.179 183.844 106.915 546.681 11.298 1.740.706 1.747.446 -0,39% 41.512 1.580 12.631 8.083 63.806 1.289 205.622 223.614 -8,05% 229.465 14.127 132.961 75.790 452.343 12.170 1.751.767 1.950.452 -10,19% 241.743 14.179 112.827 65.147 433.896 11.298 1.627.921 1.747.446 -6,84% 41.512 1.580 10.159 6.445 59.696 1.289 201.512 223.614 -9,88% CHC 48.988 20.432 231 10.002 5.439 36.104 464 84.628 99.347 -14,82% 48.988 20.432 231 7.069 3.386 31.118 464 79.642 99.347 -19,83% ELETROBRÁS ALAGOAS - IPCA VNR CHC PARCELA A 335.645 335.645 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 147.816 147.816 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 7.052 7.052 REMUNERAÇÃO 55.476 44.618 QRR 38.636 32.025 TOTAL PARCELA B 248.980 231.511 OUTRAS RECEITAS 2.152 2.152 Receita Requerida Líquida 582.473 565.004 Receita Verificada 707.806 707.806 Reposicionamento Tarifário -17,71% -20,18% 212 COSERN - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 496.890 496.890 CPFL PAULISTA - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 3.314.617 3.314.617 ENERSUL - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 501.299 501.299 ELEKTRO - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 1.494.629 1.494.629 CEPISA - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 330.567 330.567 159.118 9.233 87.947 52.980 309.278 4.116 802.052 872.139 -8,04% 542.306 34.599 350.385 252.111 1.179.401 27.276 4.466.742 5.198.356 -14,07% 176.333 6.884 121.172 60.739 365.128 1.285 865.142 937.959 -7,76% 438.501 18.579 268.284 180.673 906.037 12.659 2.388.007 3.004.559 -20,52% 176.670 7.351 49.621 29.906 263.548 2.506 591.609 659.728 -10,33% 159.118 9.233 79.596 47.947 295.894 4.116 788.668 872.139 -9,57% 542.306 34.599 365.943 263.836 1.206.684 27.276 4.494.025 5.198.356 -13,55% 176.333 6.884 157.938 78.714 419.869 1.285 919.883 937.959 -1,93% 438.501 18.579 253.601 170.421 881.102 12.659 2.363.072 3.004.559 -21,35% 176.670 7.351 37.341 22.622 243.984 2.506 572.045 659.728 -13,29% AES SUL - IPCA VNR CHC PARCELA A 1.142.251 1.142.251 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 215.495 215.495 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 12.291 12.291 REMUNERAÇÃO 132.126 160.269 QRR 85.850 104.478 TOTAL PARCELA B 445.762 492.533 OUTRAS RECEITAS 11.060 11.060 Receita Requerida Líquida 1.576.953 1.623.724 Receita Verificada 1.621.296 1.621.296 Reposicionamento Tarifário -2,74% 0,15% COPEL - IPCA VNR CHC PARCELA A 2.778.877 2.778.877 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 676.076 676.076 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 34.433 34.433 REMUNERAÇÃO 284.815 214.831 QRR 300.854 222.035 TOTAL PARCELA B 1.296.178 1.147.375 OUTRAS RECEITAS 46.627 46.627 Receita Requerida Líquida 4.028.428 3.879.625 Receita Verificada 4.354.471 4.354.471 Reposicionamento Tarifário -7,49% -10,90% BANDEIRANTE - IPCA VNR CHC PARCELA A 1.401.674 1.401.674 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 247.177 247.177 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 15.064 15.064 REMUNERAÇÃO 183.170 210.601 QRR 107.820 124.843 TOTAL PARCELA B 553.231 597.685 OUTRAS RECEITAS 12.443 12.443 Receita Requerida Líquida 1.942.462 1.986.916 Receita Verificada 2.153.377 2.153.377 Reposicionamento Tarifário -9,79% -7,73% ENERGISA SE - IPCA VNR CHC PARCELA A 242.411 242.411 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 99.829 99.829 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 5.070 5.070 REMUNERAÇÃO 48.469 45.897 QRR 28.797 27.264 TOTAL PARCELA B 182.165 178.060 OUTRAS RECEITAS 1.942 1.942 Receita Requerida Líquida 422.634 418.529 Receita Verificada 494.278 494.278 Reposicionamento Tarifário -14,49% -15,33% CERON - IPCA VNR CHC PARCELA A 339.919 339.919 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 120.532 120.532 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 5.804 5.804 REMUNERAÇÃO 47.069 44.360 QRR 23.720 22.330 TOTAL PARCELA B 197.125 193.026 OUTRAS RECEITAS 2.145 2.145 Receita Requerida Líquida 534.899 530.800 Receita Verificada 665.806 665.806 Reposicionamento Tarifário -19,66% -20,28% 213 ELETROPAULO - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 5.419.587 5.419.587 CELTINS - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 197.438 197.438 CNEE - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR ELETROCAR - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR ELETROACRE - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 114.526 114.526 786.166 88.210 726.973 470.013 2.071.362 42.618 7.448.331 8.102.031 -8,07% 119.625 4.796 33.826 29.838 188.085 600 384.923 414.951 -7,24% 786.166 88.210 848.862 553.731 2.276.969 42.618 7.653.938 8.102.031 -5,53% 119.625 4.796 26.403 23.338 174.162 600 371.000 414.951 -10,59% CHC 68.519 68.519 24.127 253 5.668 3.449 33.497 367 101.649 112.816 -9,90% 24.127 253 4.435 2.663 31.478 367 99.630 112.816 -11,69% CHC 29.399 29.399 11.321 115 1.759 884 14.079 176 43.302 44.492 -2,67% 11.321 115 1.423 665 13.524 176 42.747 44.492 -3,92% 47.584 2.315 25.873 11.888 87.660 727 201.459 216.480 -6,94% 47.584 2.315 21.580 9.895 81.374 727 195.173 216.480 -9,84% CELPA - IPCA VNR CHC PARCELA A 670.200 670.200 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 331.318 331.318 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 14.820 14.820 REMUNERAÇÃO 132.577 172.643 QRR 62.409 81.598 TOTAL PARCELA B 541.124 600.379 OUTRAS RECEITAS 3.482 3.482 Receita Requerida Líquida 1.207.842 1.267.097 Receita Verificada 1.318.335 1.318.335 Reposicionamento Tarifário -8,38% -3,89% CEMAR - IPCA VNR CHC PARCELA A 588.475 588.475 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 265.629 265.629 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 12.744 12.744 REMUNERAÇÃO 163.847 168.129 QRR 101.579 104.175 TOTAL PARCELA B 543.799 550.677 OUTRAS RECEITAS 4.855 4.855 Receita Requerida Líquida 1.127.419 1.134.297 Receita Verificada 1.267.126 1.267.126 Reposicionamento Tarifário -11,03% -10,48% EDEVP VNR CHC PARCELA A 112.169 112.169 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 37.367 37.367 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 1.241 1.241 REMUNERAÇÃO 9.538 6.433 QRR 6.642 4.431 TOTAL PARCELA B 54.788 49.472 OUTRAS RECEITAS 1.168 1.168 Receita Requerida Líquida 165.789 160.473 Receita Verificada 174.091 174.091 Reposicionamento Tarifário -4,77% -7,82% CPFL SANTA CRUZ VNR CHC PARCELA A 124.340 124.340 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 41.789 41.789 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 1.440 1.440 REMUNERAÇÃO 12.394 9.956 QRR 10.814 8.614 TOTAL PARCELA B 66.437 61.799 OUTRAS RECEITAS 1.290 1.290 Receita Requerida Líquida 189.487 184.849 Receita Verificada 228.436 228.436 Reposicionamento Tarifário -17,05% -19,08% ENERGISA NF - IPCA VNR CHC PARCELA A 44.637 44.637 PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA 20.255 20.255 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 230 230 REMUNERAÇÃO 11.130 9.539 QRR 5.344 4.476 TOTAL PARCELA B 36.959 34.500 OUTRAS RECEITAS 786 786 Receita Requerida Líquida 80.810 78.351 Receita Verificada 72.778 72.778 Reposicionamento Tarifário 11,04% 7,66% 214 ENRGISA BORBOREMA - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC CELG-D - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR CHC 1.380.809 1.380.809 COELCE - IPCA PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário VNR 78.135 78.135 28.420 28.420 6.125 4.138 38.683 496 116.322 109.541 6,19% 6.036 4.078 38.534 496 116.173 109.541 6,05% 476.247 18.594 157.383 99.963 752.187 20.546 2.112.450 2.335.694 -9,56% 476.247 18.594 145.346 92.177 732.364 20.546 2.092.627 2.335.694 -10,41% CHC 970.966 333.015 21.017 201.486 97.989 653.507 8.102 1.616.371 1.773.998 -8,89% 970.966 333.015 21.017 245.585 120.808 720.425 8.102 1.683.289 1.773.998 -5,11% CFLO VNR PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário CEMIG - IPCA VNR PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário AMPLA - IPCA VNR PARCELA A PARCELA B EMPRESA REFERÊNCIA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS REMUNERAÇÃO QRR TOTAL PARCELA B OUTRAS RECEITAS Receita Requerida Líquida Receita Verificada Reposicionamento Tarifário CHC 35.482 35.482 11.784 149 2.078 1.577 15.588 473 50.597 54.173 -6,60% 11.784 149 1.490 1.108 14.531 473 49.540 54.173 -8,55% 3.652.018 1.204.854 50.672 679.187 561.836 2.496.549 28.414 6.120.153 7.619.755 -19,68% 1.689.465 428.358 445.655 192.794 1.066.807 14.170 2.742.102 2.692.728 1,83% CHC 3.652.018 1.204.854 50.672 408.242 343.063 2.006.831 28.414 5.630.435 7.619.755 -26,11% CHC 1.689.465 428.358 515.133 223.504 1.166.995 14.170 2.842.290 2.692.728 5,55%